RO
METODOLOGIE din 4 iulie 2018 de calcul al consumului tehnologic din sistemul de transport al gazelor naturale
Table of Provisions (38)
Statutory Text (38 Articles)
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, și se aplică de operatorul de transport și de sistem, denumit în continuare OTS.
la metodologie
Operatorul sistemului de transport al gazelor naturale
(Denumire) ....
Nr. licență 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 informațiilor transmise la ANRE
(Nume și prenume) ........
Tel. ...........
Informații aferente prevederilor art. 5 alin. (1) din metodologie
Tabelul nr. 1
Nr. crt.
Stația de comprimare
Seria sistemului/mijlocului de măsurare utilizat pentru măsurarea gazelor naturale necesare funcționării stației de comprimare
Index anterior
Index curent
Volumul de gaze naturale necesar funcționării stației de comprimare
Puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate
Energia gazelor naturale
V_Ianterior
V_Icurent
V_S
H_S
E
Dată citire (zz.ll.aaaa)
Volum gaze naturale
Dată citire (zz.ll.aaaa)
Volum gaze naturale
mc
mc
mc
MWh/mc
MWh
1
2
3
4
5
6
7
8 = 7 – 5
9
10 = 8 x 9
1
2
(la 16-06-2020, Tabelul nr. 1 din Anexa nr. 1 a fost modificat de Punctul 38, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
Informații aferente prevederilor art. 5 alin. (6) din metodologie
Tabelul nr. 1^1
Nr. crt.
Stația mobilă de comprimare/ transvazare a gazelor naturale
Consumul motorului stației mobile de comprimare la încărcarea maximă
Media aritmetică a înregistrărilor orare ale factorului de încărcare, monitorizat pe interfața HMI a sistemului de automatizare al stației mobile de comprimare
Timpul de funcționare a stației mobile de comprimare
Volumul de gaze naturale necesar funcționării stației mobile de comprimare/ transvazare a gazelor naturale
Puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate
Energia gazelor naturale
Q_max
LF_med
t
V_Sm
H_S
E
mc/h
%
h
mc
MWh/mc
MWh
1
2
3
4
5
6 = (3 x 4 x 5)/100
7
8 = 6 x 7
1
2
(la 16-06-2020, Anexa nr. 1 a fost completată de Punctul 39, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
Informații 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 spațiilor administrative și pentru funcționarea grupurilor generatoare de curent electric
Volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea spațiilor administrative
Volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale, a incintelor tehnologice și pentru funcționarea grupurilor generatoare de curent electric
Energia gazelor naturale
Dată citire (zz.ll.aaaa)
Volum gaze naturale
Dată citire (zz.ll.aaaa)
Volum gaze naturale
H_s
V_încSA
V_SA
V_I
E
mc
mc
MWh/mc
mc
mc
mc
MWh
1
2
3
4
5
6
7
8
9 = 7 – 5
10
11 = 9 – 10
12 = 11 x 8
1
2
(la 16-06-2020, Tabelul nr. 2 din Anexa nr. 1 a fost modificat de Punctul 40, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
Informații aferente prevederilor art. 7 din metodologie
Tabelul nr. 3
Nr. crt.
Data curățării de impurități
Lungimea conductei de transport al gazelor naturale
Diametrul interior al conductei de transport al gazelor naturale
Presiunea gazelor naturale la care se realizează operațiunea de curățare
a conductei
Presiunea atmosferică
Coeficientul de alunecare
Puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate
Volumul de gaze naturale necesar curățării de impurități a conductelor de transport al gazelor naturale
Energia gazelor naturale
(zz.ll.aaaa)
L
D
p
p_a
_S
H_s
V_s imp
E
-
-
m
m
Pa
Pa
-
MWh/mc
mc
MWh
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 = 8 x 9
1
2
(la 16-06-2020, Tabelul nr. 3 din Anexa nr. 1 a fost modificat de Punctul 41, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
Informații aferente prevederilor art. 8 din metodologie
Tabelul nr. 4
Nr. crt.
Data curățării impurităților 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 curățării impurităților din separatoarele de lichide/sifoane
Energia gazelor naturale
(zz.ll.aaaa)
Lr
Dr
p
Hs
V_SL
E
m
mm
Pa
MWh/mc
mc
MWh
1
2
3
4
5
6
7
8 = 6 x 7
1
2
(la 16-06-2020, Tabelul nr. 4 din Anexa nr. 1 a fost modificat de Punctul 42, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
Informații 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 siguranță
Puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate
Volumul de gaze naturale necesar verificării și reglării periodice a supapelor de siguranță
Energia gazelor naturale
(zz.ll.aaaa)
L_r
D_r
p
t
H_s
V_SS
E
-
-
m
mm
Pa
s
MWh/mc
mc
MWh
1
2
3
4
5
6
7
8
9 = 8 x 7
1
2
(1) În sensul prezentei metodologii, consumul tehnologic reprezintă cantitatea de gaze naturale, exprimată în unități de volum și de energie, necesară a fi consumată de OTS pentru asigurarea parametrilor tehnologici necesari desfășurării activității de transport al gazelor naturale.
(2) Consumul tehnologic din ST calculat/estimat pe durata unui an gazier de OTS și 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 cantităților de gaze naturale achiziționate de OTS în vederea
a) funcționării stațiilor de comprimare a gazelor naturale, calculate conform prevederilor art. 5;
b) încălzirii gazelor naturale și a incintelor tehnologice, calculate conform prevederilor art. 6;
c) curățării impurităților din conductele de transport al gazelor naturale, calculate conform prevederilor art. 7;
d) curățării impurităților din separatoarele de lichide montate pe traseul conductelor de transport al gazelor naturale, calculate conform prevederilor art. 8;
e) verificării și reglării periodice a supapelor de siguranță, calculate conform prevederilor art. 9;
f) reparării, reabilitării și/sau dezvoltării ST, calculate conform prevederilor art. 11.
(4) Consumul tehnologic nelocalizat-estimat din ST, prevăzut la alin. (2) lit. b), este sumă a cantităților de gaze naturale achiziționate de OTS, ca urmare a
a) uzurii în exploatare a conductelor de transport al gazelor naturale, estimate conform prevederilor art. 12;
b) neetanșeităților îmbinărilor demontabile datorate uzurii în exploatare, estimate conform prevederilor art. 13;
c) creșterii accidentale a presiunii la exploatarea supapelor de siguranță, estimate conform prevederilor art. 14;
d) accidentelor tehnice, fisuri și ruperi, estimate conform prevederilor art. 15-18.
(5) În categoria de consum tehnologic din ST nu se încadrează cantitățile de gaze naturale achiziționate în vederea
a) utilizării în scop administrativ de OTS în sediile aflate în proprietatea/folosința 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 deține înscrisuri din care să rezulte măsurile întreprinse pentru recuperarea prejudiciului;
d) compensării volumelor de gaze naturale disipate în urma unor vicii de execuție ale obiectivelor din ST aflate în perioada de garanție;
e) compensării volumelor de gaze naturale disipate în urma unor intervenții neautorizate ale terților asupra sistemelor/mijloacelor de măsurare a gazelor naturale, respectiv
(i) deteriorarea, modificarea fără drept sau blocarea funcționării acestora;
(ii) ocolirea indicațiilor acestora, prin realizarea de instalații clandestine;
f) compensării volumelor de gaze naturale disipate în urma folosirii instalațiilor clandestine racordate la ST;
g) compensării volumelor de gaze naturale datorate dezechilibrelor din sistem, ca urmare a unor consumuri înregistrate de utilizatorii de rețea peste cele alocate/ nominalizate ferm prin contractele încheiate cu OTS.
la metodologie
Operatorul sistemului de transport al gazelor naturale
(Denumire) ....
Nr. licență 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 informațiilor transmise la ANRE
(Nume și prenume) ........
Tel. ...........
Informații aferente prevederilor art. 11 din metodologie
Tabelul nr. 1
Nr.
Component
Formula
Fracție
M [kg/kmol]
T_ci [K]
P_ci [bar]
1
metan
CH_4
C_1
16,043
190,4
46,00
2
etan
C_2H_6
C_2
30,070
305,3
48,84
3
propan
C_3H_8
C_3
44,097
369,7
42,46
4
iso-butan
C_4H_10
iC_4
58,124
408,0
36,48
5
n-butan
C_4H_10
nC_4
58,124
425,1
38,00
6
neo-pentan
C_5H_12
C_5
72,151
469,5
33,74
7
iso-pentan
C_5H_12
C_5
72,151
469,5
33,74
8
n-pentan
C_5H_12
nC_5
72,151
469,5
33,74
9
2,2-dimetil-butan
C_6H_14
C_6
86,178
507,3
29,69
10
2,3-dimetil-butan
C_6H_14
C_6
86,178
507,3
29,69
11
3,3-dimetil-butan
C_6H_14
C_6
86,178
507,3
29,69
12
3-metil-pentan
C_6H_14
C_6
86,178
507,3
29,69
13
2-metil-pentan
C_6H_14
C_6
86,178
507,3
29,69
14
hexani
C_6H_14
C_6
86,178
507,3
29,69
15
2,4-dimeti-pentan
C_7H_16
C_7
100,205
528,6
34,98
16
2,2,3-trimetil-butan
C_7H_16
C_7
100,205
528,6
34,98
17
2-metil-hexan
C_7H_16
C_7
100,205
528,6
34,98
18
3-metil-hexan
C_7H_16
C_7
100,205
528,6
34,98
19
3-etip-pentan
C_7H_16
C_7
100,205
528,6
34,98
20
heptani+
C_7H_16
C_7
100,205
528,6
34,98
21
2,2,4-trimetil-pentan
C_8H_18
C_8
114,232
552,3
31,23
22
n-octan
C_8H_18
C_8
114,232
552,3
31,23
23
metil-cilohexan
C_7H_14
C_8
98,189
552,3
31,23
24
ciclohexan
C_6H_12
C_7
82,146
528,6
34,98
25
benzen
C_6H_6
C_7
78,114
528,6
34,98
26
toluen
C_7H_8
C_8
92,141
552,3
31,23
27
hidrogen
H_2
H_2
2,000
33,0
13,00
28
monoxid de carbon
CO
CO
28,010
132,9
35,00
29
hidrogen sulfurat
H_2S
H_2S
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
N_2
N_2
28,013
126,0
33,94
33
oxigen
O_2
O_2
31,990
154,6
50,40
34
bioxid de carbon
CO_2
CO_2
44,010
304,1
73,76
35
apă
H_2O
H_2O
18,015
647,3
222,3
Tabelul nr. 2
Nr. crt.
Data umplerii
Conductă de transport
Presiunea gazelor naturale din tronsoanele noi de conductă sau din tronsoanele supuse reparației/reabilitării
Temperatura gazelor naturale în condiții de lucru
Presiunea atmosferică
Puterea calorifică superioară
Densitatea gazelor naturale în condiții de lucru
Volum calculat
Proces-verbal de punere în funcțiune
Cod conductă conform fișei tehnice
Buletin de analiză cromatografică
Energia gazelor naturale
Lungime
Diametru interior
(zz.ll.aaaa)
L
D
p
T
p_a
Hs
ρ
V_U
Număr
Data (zz.ll.aaaa)
Număr
Data (zz.ll.aaaa)
(MWh)
m
m
Pa
K
Pa
MWh/mc
kg/mc
mc
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
(la 16-06-2020, Tabelul nr. 2 din Anexa nr. 2 a fost modificat de Punctul 43, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
În sensul prezentei metodologii, următoarele abrevieri, expresii și termeni se definesc după cum urmează
a) ANRE - Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei;
a^1) NT - nodul tehnologic;
(la 16-06-2020, Articolul 3 din Capitolul II a fost completat de Punctul 1, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
a^2) SC - stația de comprimare a gazelor naturale;
(la 16-06-2020, Articolul 3 din Capitolul II a fost completat de Punctul 1, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
b) SM - stație de măsurare a gazelor naturale;
b^1) SCV - stația de comandă vane;
(la 16-06-2020, Articolul 3 din Capitolul II a fost completat de Punctul 2, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
c) SRM - stație de reglare-măsurare a gazelor naturale;
d) condiții normale - condiții în care temperatura gazelor naturale este T_N = 273,15 K și presiunea gazelor naturale este P_N = 101325 Pa;
e) condiții standard - condiții în care temperatura gazelor naturale este T_S = 288,15 K și presiunea gazelor naturale este P_s = 101325 Pa;
f) Codul rețelei - Codul rețelei pentru Sistemul național de transport al gazelor naturale, aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 16/2013, cu modificările și completările ulterioare;
f^1) incinta tehnologică - incinta în care se adăpostesc instalațiile/echipamentele tehnice și tehnologice, care deservesc strict activitatea de operare/exploatare și supraveghere în funcționare a instalațiilor/echipamentelor;
(la 16-06-2020, Articolul 3 din Capitolul II a fost completat de Punctul 3, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
g) Lege - Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare;
h) Normă de mentenanță - Norma tehnică specifică pentru sistemul național de transport al gazelor naturale - mentenanța conductelor de transport gaze naturale, aprobată prin Decizia președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 2.453/2010^1.
^1 Decizia președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 2.453/2010 nu a fost publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I.
i) spațiul administrativ - spațiul în care se desfășoară diverse activități legate de obiectul de activitate al OTS, dar care nu sunt în strânsă legătură cu o instalație tehnologică sau cu un echipament tehnologic.
(la 16-06-2020, Articolul 3 din Capitolul II a fost completat de Punctul 4, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
la metodologie
Operatorul sistemului de transport al gazelor naturale
(Denumire) ....
Nr. licență 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 informațiilor transmise la ANRE
(Nume și prenume) ........
Tel. ...........
Informații aferente prevederilor art. 14 din metodologie
Nr. crt.
Data creșterii accidentale a presiunii
Presiunea maximă a gazelor naturale la deschiderea supapei
Presiunea de regim a gazelor naturale
Diferența de presiune
Volumul conductei protejate de supapă
Puterea calorifică superioară
Volumul de gaze naturale al evacuării accidentale a gazelor naturale din ST din cauza creșterii accidentale a presiunii la exploatarea supapelor de siguranță
Energia gazelor naturale
zz.ll.aaaa
P_max
P_r
Δp
V
H_s
VPS
E
-
-
Pa
Pa
Pa
mc
MWh/mc
mc
MWh
1
2
3
4
5
6
7
8
9 = 8 x 7
1
2
Termenii prevăzuți la art. 3 se completează cu termenii definiți în Lege și în legislația aplicabilă în domeniul gazelor naturale.
la metodologie
Operatorul sistemului de transport al gazelor naturale
...................................
(denumire)
Nr. licență 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 informațiilor transmise la ANRE
............................
(nume și prenume)
Tel. ..........................
Informații aferente prevederilor art. 16 din metodologie
Nr. crt.
Codul alfanumeric al defectului
Presiunea gazelor naturale în condiții de operare
Raportul p_a/p
Regimul de curgere
Coeficientul de debit
Aria defectului
Temperatura gazelor naturale în condiții de operare
Densitatea gazelor naturale în condiții normale
Densitatea gazelor naturale în condiții standard
Masa molară
Constanta amestecului de gaze
Densitatea gazelor naturale în condiții de operare
Densitatea critică a gazelor naturale
Temperatura critică a gazelor naturale
p
critic
c_d
0,82
A
T
ρ_N
ρ_s
M_m
R
ρ
ρ*
T*
Pa
subcritic
0,85
mp
K
kg/mc
kg/mc
kg/kmol
J/kgK
kg/mc
kg/mc
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 fișei tehnice
Buletinul de analiză cromatografică
Ordinul de lucru
Fișa de expertizare și remediere/ rezolvare
p*
w*
T_d
ρ_d
w_d
m
t_d
H_s
V_suprateran
E
Număr
Data (zz.ll.aaaa)
Număr
Data (zz.ll.aaaa)
Număr
Data (zz.ll.aaaa)
P_a
m/s
K
kg/mc
m/s
kg/h
h
MWh/mc
mc
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
(la 16-06-2020, Anexa nr. 4 a fost modificată de Punctul 44, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(1) Volumul de gaze naturale, în condiții standard, necesar funcționării stațiilor de comprimare a gazelor naturale, se determină prin intermediul sistemelor/mijloacelor de măsurare și se calculează de OTS cu formula
unde:– V_s - volumul de gaze naturale necesar funcționării stației de comprimare a gazelor naturale, [mc];– V_Icurent - volumul de gaze naturale precizat de indexul curent, [mc];– V_Ianterior - volumul de gaze naturale precizat de indexul anterior, [mc].
(la 16-06-2020, Alineatul (1) din Articolul 5 , Capitolul III a fost modificat de Punctul 5, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(2) OTS înregistrează informațiile care au stat la baza calculării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (1) și (6) în conformitate cu tabelele nr. 1 și 1^1 din anexa nr. 1.
(la 16-06-2020, Alineatul (2) din Articolul 5 , Capitolul III a fost modificat de Punctul 5, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(3) Conversia volumului de gaze naturale prevăzut la alin. (1) în unități de energie se realizează aplicând formula
E = V_s x H_s
unde:– E - energia gazelor naturale, [MWh], rotunjită la 6 zecimale;– V_s - volumul de gaze naturale necesar funcționării stației de comprimare a gazelor naturale, [mc];– H_s - puterea calorifică superioară, [MWh/m^3], rotunjită la 6 zecimale.
(4) Puterea calorifică superioară prevăzută la alin. (3) este H_s din zona de calitate aferentă sursei din care provin gazele naturale utilizate la funcționarea stațiilor de comprimare sau a stațiilor mobile de comprimare/transvazare, din data citirii sistemelor/mijloacelor de măsurare a gazelor naturale.
(la 16-06-2020, Alineatul (4) din Articolul 5 , Capitolul III a fost modificat de Punctul 6, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(5) Citirile sistemelor/mijloacelor de măsurare a gazelor naturale prevăzute la alin. (1) se realizează lunar în aceeași dată a lunii.
(6) Volumul de gaze naturale, în condiții standard, necesar funcționării stațiilor mobile de comprimare/transvazare a gazelor naturale se calculează de OTS cu formula
unde:– V_Sm - volumul de gaze naturale necesar funcționării stației mobile de comprimare/transvazare a gazelor naturale, [mc];– Q_max - consumul motorului stației mobile de comprimare la încărcarea maximă (factorul de încărcare, LF=100%), conform manualului producătorului, [mc/h];– LF_med - media aritmetică a înregistrărilor orare ale factorului de încărcare, monitorizat pe interfața HMI a sistemului de automatizare al stației mobile de comprimare, [%];– t - timpul de funcționare al stației mobile de comprimare, [h].
(la 16-06-2020, Articolul 5 din Capitolul III a fost completat de Punctul 7, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(7) Conversia volumului de gaze naturale, prevăzut la alin. (6), în unități de energie se realizează aplicând formula prevăzută la alin. (3) și înlocuind V_s cu V_Sm.
(la 16-06-2020, Articolul 5 din Capitolul III a fost completat de Punctul 7, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(8) În cazul sistemelor/mijloacelor de măsurare a gazelor naturale la care înregistrarea volumelor nu se face pe baza indexurilor, volumul V_S se determină ca sumă a volumelor zilnice înregistrate.
(la 16-06-2020, Articolul 5 din Capitolul III a fost completat de Punctul 7, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
la metodologie
Operatorul sistemului de transport al gazelor naturale
...........................
(denumire)
Nr. licență 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 informațiilor transmise la ANRE
(nume și prenume)
Tel. ..........................
Informații aferente prevederilor art. 17 din metodologie
Nr. crt.
Codul alfanumeric al defectului
Presiunea gazelor naturale în condiții de operare
Raportul p_a/p
Regimul de curgere
Coeficientul de debit
Aria defectului
Temperatura gazelor naturale în condiții de operare
Densitatea gazelor naturale în condiții normale
Densitatea gazelor naturale în condiții standard
Masa molară
Constanta amestecului de gaze
Densitatea gazelor naturale în condiții de operare
Densitatea critică a gazelor naturale
Temperatura critică a gazelor naturale
p
critic
c_d
0,82
A
T
ρ_N
ρ_s
M_m
R
ρ
ρ*
T*
Pa
subcritic
0,85
mp
K
kg/mc
kg/mc
kg/kmol
J/kgK
kg/mc
kg/mc
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 fișei tehnice
Buletinul de analiză cromatografică
Ordinul de lucru
Fișa de expertizare și remediere/rezolvare
p*
w*
T_d
ρ_d
w_d
P_e
m
t_d
H_s
V_subteran
E
Număr
Data (zz.ll.aaaa)
Număr
Data (zz.ll.aaaa)
Număr
Data (zz.ll.aaaa)
Pa
m/s
K
kg/mc
m/s
Pa
kg/h
h
MWh/mc
mc
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
(la 16-06-2020, Anexa nr. 5 a fost modificată de Punctul 44, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(1) Volumul de gaze naturale, în condiții standard, necesar încălzirii gazelor naturale și a incintelor tehnologice, precum și cel necesar funcționării grupurilor generatoare de curent electric se determină prin intermediul sistemelor/ mijloacelor de măsurare amplasate în SRM/SM/NT/SCV/SC, după caz, și se calculează de OTS cu formula
unde:– V_I - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale și a incintelor tehnologice, precum și pentru funcționarea grupurilor generatoare de curent electric, [mc];– V_încSA - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale, a incintelor tehnologice și a spațiilor administrative, precum și pentru funcționarea grupurilor generatoare de curent electric, măsurat cu un sistem/mijloc de măsurare, [mc];– V_SA - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea spațiilor administrative, măsurat cu un sistem/mijloc de măsurare [mc].
(1^1) În situațiile în care volumul de gaze naturale, în condiții standard, utilizat drept combustibil pentru încălzirea spațiilor administrative (V_SA) nu este măsurat cu un sistem/mijloc de măsurare, acesta se calculează de OTS în funcție de volumul spațiului administrativ încălzit, cu formula
unde: – V_încSA - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale, a incintelor tehnologice și a spațiilor administrative, precum și pentru funcționarea grupurilor generatoare de curent electric, măsurat cu un sistem/mijloc de măsurare, [mc];– V_încgn - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale, [mc];– V_gen - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru funcționarea grupurilor generatoare de curent electric, măsurat cu un sistem/mijloc de măsurare, [mc];– Vol_SA - volumul spațiului administrativ încălzit, [mc];– Vol_tot - volumul spațiului total încălzit (volumul incintelor tehnologice încălzite și a spațiilor administrative încălzite), [mc].
(la 16-06-2020, Articolul 6 din Capitolul III a fost completat de Punctul 9, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(1^2) Pentru situația prevăzută la alin. (1^1), volumul de gaze naturale, în condiții standard, utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale se calculează de OTS cu formula
unde: – V_încgn - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale, [mc];– Q_C - debitul de gaze naturale consumat pentru încălzirea gazelor naturale vehiculate, [mc/h];– t - timpul funcționării încălzitorului de gaze naturale, [h].
(la 16-06-2020, Articolul 6 din Capitolul III a fost completat de Punctul 9, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(1^3) Debitul de gaze naturale prevăzut la alin. (1^2) se calculează de OTS cu formula
unde: – W_2 - 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 W_2 = W_1; – ɳ_2 - 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 și cu data prelevării cea mai apropiată de data citirii contoarelor, [kJ/mc].
(la 16-06-2020, Articolul 6 din Capitolul III a fost completat de Punctul 9, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(1^4) Energia termică prevăzută la alin. (1^3) se calculează de OTS cu formula
unde: – W_1 - energia termică necesară încălzirii gazelor naturale până la o temperatură superioară, cu cel puțin 2°C peste valoarea de 0°C după ultimul element de laminare, [kJ/h]; – Q_1 - debitul de gaze naturale, [mc/h];– p_1 - presiunea gazelor naturale la intrare în SRM, [bar]; – p_2 - presiunea gazelor naturale la ieșirea din SRM, [bar]; – J - coeficientul de detentă Joule-Thomson; se ia în considerare J = 0,5, [K/bar]; – T_1 - temperatura gazelor naturale la intrarea în SRM, [K]; – T_2 - temperatura impusă a gazelor naturale la ieșirea din SRM, [K]; t_2 = 2-5 °C; – _S - densitatea gazelor naturale destinate încălzirii, în condiții standard; aceasta se preia din buletinul de analiză cromatografică emis pentru punctul de prelevare cel mai apropiat și cu data prelevării cea mai apropiată de data citirii contoarelor, [kg/mc];– C_p - căldura specifică izobară a gazelor naturale destinate încălzirii, [kJ/kgK]; – ɳ_1 - randamentul schimbătorului de căldură; pentru schimbător apă - gaz în contracurent se ia în considerare ɳ_1 = 0,85.
(la 16-06-2020, Articolul 6 din Capitolul III a fost completat de Punctul 9, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(1^5) Debitul de gaze naturale, prevăzut la alin. (1^4), se calculează de OTS cu formula
unde: – Q - volumul total de gaze naturale vehiculat destinat încălzirii, [mc];– t - timpul funcționării încălzitorului de gaze naturale, [h].
(la 16-06-2020, Articolul 6 din Capitolul III a fost completat de Punctul 9, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(1^6) Căldura specifică izobară a gazelor naturale destinate încălzirii, prevăzută la alin. (1^4), se calculează de OTS ca medie ponderată a căldurilor specifice izobare ale componenților amestecului de gaze, folosind formula
unde: – y_i - fracția molară a fiecărui component din amestecul de gaze; aceasta se preia din buletinul de analiză cromatografică emis pentru punctul de prelevare cel mai apropiat și cu data prelevării cea mai apropiată de data citirii contoarelor; – C_pi - căldura specifică izobară a fiecărui component din amestecul de gaze, [J/kgK].
(la 16-06-2020, Articolul 6 din Capitolul III a fost completat de Punctul 9, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(1^7) Căldura specifică izobară a fiecărui component din amestecul de gaze, prevăzută la alin. (1^6), se calculează de OTS cu formula
unde: – R - constanta universală a gazului, [J/kgK]; aceasta se calculează cu formulele prevăzute la art. 11; – a_ki, b_ki, c_ki - constante specifice fiecărui component al amestecului de gaze naturale; valorile constantelor sunt prezentate în tabelul nr. 1^0; – T - temperatura gazelor naturale, [K].
Tabelul nr. 1^0
Component a_ki b_ki x 100 c_ki 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
(la 16-06-2020, Articolul 6 din Capitolul III a fost completat de Punctul 9, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(2) Volumul V_SA prevăzut la alin. (1) este consumul energetic declarat de OTS.
(3) În situația în care funcționează mai multe instalații de încălzire a gazelor naturale în aceeași lună, OTS raportează toate volumele de gaze naturale calculate în conformitate cu prevederile alin. (1).
(4) OTS înregistrează informațiile 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 unități de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) și 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.
(la 16-06-2020, Alineatul (5) din Articolul 6 , Capitolul III a fost modificat de Punctul 10, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
la metodologie
Operatorul sistemului de transport al gazelor naturale
...................................
(denumire)
Nr. licență 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 informațiilor transmise la ANRE
......................................
(nume și prenume)
Tel. ..........................
Informații 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 ieșire a gazelor naturale din tronsonul de conductă X Presiunea de ieșire 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
p_1 p_2 X L p_r1 p_r2 Q_m1 Q_m2 K_deb1 K_deb2
(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 fișei tehnice
Buletinul de analiză cromatografică
Ordinul de lucru/ Fișa de expertizare și remediere a anomaliilor sau rezolvare a incidentelor/ Foaie de manevră
Plan de mentenanță aprobat
Q_1
Q_2
Q_s
t_r
H_s
V_rt
E
Număr
Data (zz.ll.aaaa)
Număr
Data (zz.ll.aaaa)
Număr
Data (zz.ll.aaaa)
mc/h
mc/h
mc/h
h
MWh/mc
mc
MWh
13
14
15 = 13 + 14
16
17
18 = 15 x 16
19 = 18 x 17
20
21
22
23
24
25
26
(la 16-06-2020, Anexa nr. 6 a fost modificată de Punctul 44, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(1) Volumul de gaze naturale, în condiții standard, necesar curățării impurităților din conductele de transport al gazelor naturale, după cuplare sau la activitățile de mentenanță, se realizează prin introducerea în conductă a unei cantități de gaze naturale, sub presiune, până la evacuarea aerului, respectiv a impurităților solide/lichide din aceasta, care se prezintă sub forma de particule solide zgură, praf sau particule lichide, și se calculează, dacă este cazul, de OTS cu formula
unde:– V_s imp - volumul de gaze naturale necesar curățării de impurități a conductelor de transport al gazelor naturale, [mc];– 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;– p_a - presiunea atmosferică, p_a=101325Pa;– p - presiunea gazelor naturale la care se realizează operațiunea de curățare a conductei, [Pa].
(la 16-06-2020, Ultimul marcator de la alineatul (1) din Articolul 7 , Capitolul III a fost modificat de Punctul 11, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(1^1) Formula prevăzută la alin. (1) se aplică și pentru determinarea volumelor de gaze naturale în cazul operațiunilor 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 curățării impurităților din tronsoanele de conductă situate între robinetul din amonte de gara de sosire și gara de sosire.
(la 16-06-2020, Articolul 7 din Capitolul III a fost completat de Punctul 12, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(2) Dacă procesul de curățare de impurități și umplerea conductei cu gaze naturale sunt operații simultane, volumul de gaze naturale prevăzut la alin. (1) se calculează numai pentru curățarea conductei.
(3) În situația în care sunt supuse curățării de impurități mai multe tronsoane de conductă în aceeași lună, OTS raportează toate volumele de gaze naturale calculate în conformitate cu prevederile alin. (1).
(4) OTS înregistrează informațiile 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 unități de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) și 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 curățarea impurităților; în ambele cazuri, puterea calorifică superioară corespunde datei la care se realizează curățarea impurităților.
(la 16-06-2020, Alineatul (5) din Articolul 7 , Capitolul III a fost modificat de Punctul 13, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
la metodologie
Operatorul sistemului de transport al gazelor naturale
(Denumire) ....
Nr. licență de operare a sistemului de transport al gazelor naturale
Numărul și data de înregistrare la OTS a adresei de înaintare a consumului tehnologic
Anul gazier pentru care se realizează raportarea
.. (an).....-.. (an)......
Responsabilul cu validarea informațiilor transmise la ANRE
(Nume și prenume) ........
Tel. ...........
Situația consumului tehnologic din sistemul de transport al gazelor naturale
Tabelul nr. 1
LUNA
Consum tehnologic determinat
Consum tehnologic estimat
Total
Consum tehnologic
Funcționarea stațiilor de comprimare
Încălzirea gazelor naturale și a incintelor tehnologice
Curățarea de impurități a conductelor de transport al gazelor naturale
Curățarea impurităților din separatoarele de lichide montate pe traseul conductelor de transport al gazelor naturale
Verificarea și reglarea periodică a supapelor de siguranță
Repararea, reabilitarea și/sau dezvoltarea sistemului de transport al gazelor naturale
Total
Uzura în exploatare a conductelor de transport al gazelor naturale
Neetanșeitățile îmbinărilor demontabile datorate uzurii în exploatare
Creșterea accidentală a presiunii la exploatarea supapelor de siguranță
Accidentele tehnice, fisuri și ruperi (defecte subteran + defecte supraterane + ruperi)
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
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 și prenume).......
Semnătură: ...................
Corespondența consumului tehnologic din ST cu cantitățile de gaze naturale transportate și vehiculate prin ST
Tabelul nr. 2
Luna
Cantitate vehiculată
Cantitate transportată
∆Lp
Diferență cantitate primită--cantitate transportată-- ∆Lp
Consum tehnologic
Termen de închidere a ecuației de echilibrare (UFG)
TOTAL, din care
Cantitate primită în SNT
Lucrări prestări servicii terți
TOTAL, din care
Sisteme de distribuție
Clienți racordați direct (include cantitatea totală înmagazinată)
Export
TOTAL, din care
Înmagazinat TRANSGAZ
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
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 și prenumele)
Semnătură: .............................
(la 16-06-2020, Tabelul nr. 2 din Anexa nr. 7 a fost modificat de Punctul 45, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
Situația cantităților 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/ folosința 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 deține înscrisuri din care să rezulte măsurile întreprinse pentru recuperarea prejudiciului
Volumele de gaze naturale disipate în urma unor vicii de execuție ale obiectivelor din ST aflate în perioada de garanție
Volumele de gaze naturale disipate în urma unor intervenții neautorizate ale terților asupra sistemelor/mijloacelor de măsurare a gazelor naturale, respectiv
Volumele de gaze naturale disipate în urma folosirii instalațiilor clandestine racordate la ST
Volumele de gaze naturale datorate dezechilibrelor din sistem, ca urmare a unor consumuri înregistrate de utilizatorii de rețea peste cele alocate/ nominalizate ferm prin contractele încheiate cu OTS
Total
deteriorarea, modificarea fără drept sau blocarea funcționării acestora
ocolirea indicațiilor acestora, prin realizarea de instalații clandestine
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
MWh
mii mc
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 și prenume)......
Semnătură: ...................
(1) Volumul de gaze naturale, în condiții standard, necesar curățării impurităților din separatoarele de lichide montate pe traseul conductelor de transport al gazelor naturale, inclusiv a celor amplasate în vecinătatea gărilor de primire PIG și a celor montate subteran în SRM/SCV/NT, V_SL, se calculează, dacă este cazul, de OTS, ținând cont de diametrul și lungimea conductei de refulare.
(la 16-06-2020, Alineatul (1) din Articolul 8 , Capitolul III a fost modificat de Punctul 14, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(2) Pentru calculul volumului prevăzut la alin. (1) și prezentat în tabelul nr. 1 au fost luate în considerare următoarele informații
a) presiunea de calcul a gazelor naturale - 10 bari (10 x 10^5 Pa);
b) diametrul nominal al conductei de refulare Ø1“ ÷ 4“, respectiv D_r 25 mm ÷ 100 mm;
(la 16-06-2020, Litera b) din Alineatul (2) , Articolul 8 , Capitolul III a fost modificată de Punctul 15, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
c) lungimea conductei de refulare L_r = 1 m ÷ 30 m;“.
(la 16-06-2020, Litera c) din Alineatul (2) , Articolul 8 , Capitolul III a fost modificată de Punctul 15, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
d) coeficientul pierderilor de presiune liniare (prin frecare) f = 5;
e) timpul de curgere picături + gaze naturale, τ = 30 s;
f) formula de calcul al debitului de gaze naturale, între presiunea de lucru din conducta de refulare și presiunea atmosferică, prevăzută la art. 50 din Normele tehnice pentru proiectarea și execuția conductelor de transport gaze naturale, aprobate prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 118/2013, cu modificările și completările ulterioare.
(3) Pentru alte valori ale lungimii și diametrului nominal al conductei de refulare, volumul de gaze naturale, prevăzut la alin. (1), se obține prin interpolarea liniară a informațiilor din tabelul nr. 1.
Tabelul nr. 1
Diametru nominal al conductei de refulare Lungime conductă de refulare
D_r 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
(la 16-06-2020, Alineatul (3) din Articolul 8 , Capitolul III a fost modificat de Punctul 16, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(4) Pentru alte valori ale presiunii, volumul de gaze naturale din tabelul nr. 1 se va înmulți cu coeficientul prevăzut în figura nr. 1.
Coeficient de corecție, verificare și reglare periodică a supapelor de siguranță, presiune înaltă
Figura nr. 1
(la 16-06-2020, Figura nr. 1 din Alineatul (4) , Articolul 8 , Capitolul III a fost modificată de Punctul 17, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(4^1) Modul de calcul prevăzut la alin. (2)-(4) se aplică și pentru determinarea volumelor de gaze naturale necesare purjării
a) sifoanelor montate pe traseul conductelor de transport al gazelor naturale;
b) instalațiilor de filtrare și separare a gazelor naturale amplasate suprateran.
(la 16-06-2020, Articolul 8 din Capitolul III a fost completat de Punctul 18, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(5) În situația în care sunt supuse curățării de impurități mai multe separatoare de lichide în aceeași lună, OTS raportează toate volumele de gaze naturale calculate în conformitate cu prevederile alin. (2)-(4).
(6) OTS înregistrează informațiile 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 unități de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) și luând în considerare puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate în care sunt amplasate separatoarele de lichide prevăzute la alin. (1) sau sifoanele și instalațiile de filtrare și separare prevăzute la alin. (4^1), din data curățării de impurități a acestora.
(la 16-06-2020, Alineatul (7) din Articolul 8 , Capitolul III a fost modificat de Punctul 19, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(1) Volumul de gaze naturale, în condiții standard, necesar verificării și reglării periodice a supapelor de siguranță, V_SS, se calculează, dacă este cazul, de OTS ținând cont de diametrul și lungimea conductei de refulare.
(2) Pentru calculul volumului prevăzut la alin. (1) și prezentat în tabelul nr. 2 au fost luate în considerare următoarele informații
a) presiunea de calcul a gazelor naturale - 10 bari (10 x 10^5 Pa);
b) diametrul nominal al conductei de refulare Ø1“ ÷ 8“, respectiv D_r = 25 mm ÷ 200 mm;
(la 16-06-2020, Litera b) din Alineatul (2) , Articolul 9 , Capitolul III a fost modificată de Punctul 20, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
c) lungimea conductei de refulare L_r = 3 m;
d) coeficientul pierderilor de presiune liniare (prin frecare) f = 4;
e) timpul de încercare al supapei (timpul de acționare), τ = 30 s ÷ 300 s;
f) formula de calcul al debitului de gaze naturale, între presiunea de lucru din conducta de refulare și presiunea atmosferică, prevăzută la art. 50 din Normele tehnice pentru proiectarea și execuția conductelor de transport gaze naturale, aprobate prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 118/2013, cu modificările și completările ulterioare.
Tabelul nr. 2
Diametrul nominal al conductei de refulare Timp de încercare al supapei (timpul de acționare)
D_r 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 acționare)
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
(la 16-06-2020, Tabelul nr. 2 din Alineatul (2) , Articolul 9 , Capitolul III a fost modificat de Punctul 21, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(3) Pentru alte valori ale presiunii, volumul de gaze naturale din tabelul nr. 2 se va înmulți cu coeficientul prevăzut în figura nr. 1.
(4) În situația în care sunt supuse verificării și reglării periodice mai multe supape de siguranță în aceeași lună, OTS raportează toate volumele de gaze naturale calculate în conformitate cu prevederile alin. (2) și (3).
(5) OTS înregistrează informațiile 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 unități de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) și luând în considerare puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate în care este amplasată supapa de siguranță din data verificării și reglării acesteia.
Cantitățile de gaze naturale necesare consumului tehnologic din ST derivă din programul anual de mentenanță a conductelor ST și din planurile de investiții și de dezvoltare a sistemului de transport pe 10 ani aprobat de ANRE.
(1) Volumul de gaze naturale, în condiții standard, necesar umplerii sistemului de transport ca urmare a reparării, reabilitării și/sau dezvoltării acestuia, se calculează, dacă este cazul, de OTS cu formula
(la 16-06-2020, Partea introductivă a alineatului (1) din Articolul 11 , Capitolul III a fost modificată de Punctul 22, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
unde:– V_U - volumul de gaze naturale, în condiții standard, necesar umplerii sistemului de transport în vederea reparării, reabilitării și/sau dezvoltării acestuia, [m^3];– M - masa de gaze naturale, [kg];– ρ_s - densitatea gazelor naturale în condiții 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/mc];– ρ_N- densitatea gazelor naturale în condiții 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/mc];– ρ - densitatea gazelor naturale în condiții de lucru, [kg/mc];– V_c - volumul conductei de transport al gazelor naturale, [mc];– V_as - volumul dopului de amestec aer și gaze naturale, [mc];– Z - factorul de compresibilitate;– R - constanta amestecului de gaze, [J/kgK];– T_c - temperatura critică a gazelor naturale, [K];– T_ci - temperatura critică a componenților, conform tabelului nr. 1 din anexa nr. 2, [K];– T_r - factor de temperatură;– T - temperatura gazelor naturale în condiții de lucru, [K];– D - diametrul interior al conductei de transport al gazelor naturale, [m];– L - lungimea conductei de transport al gazelor naturale, [m];– M_m - masa molară, [kg/kmol].– V_echip - volumul echipamentelor montate pe tronsonul de conductă, dacă este cazul; se ia în considerare volumul înscris în fișa tehnică sau pe placa de timbru;– p - presiunea gazelor naturale din tronsonul de conductă supus reparației/reabilitării, la momentul la care se începe refularea gazelor naturale din respectivul tronson, în vederea golirii și efectuării reparației; în cazul lucrărilor de dezvoltare în care sunt umplute tronsoane noi de conductă, presiunea utilizată în formulele de calcul este presiunea gazelor naturale în condiții de lucru, [Pa];
(la 16-06-2020, Marcatorul optsprezece, Alineatul (1), Articolul 11 din Capitolul III a fost modificat de Punctul 23, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
– p_a - presiunea atmosferică, p_a = 101325 Pa;– p_c - presiunea critică a gazelor naturale, [Pa];– p_ci - presiunea critică a componenților, conform tabelului nr. 1 din anexa nr. 2, [Pa];– p_r - factor de presiune.– y_i - fracția 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.
(la 16-06-2020, Articolul 11 din Capitolul III a fost completat de Punctul 24, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(2) Prin umplerea cu gaze naturale a unui obiectiv din cadrul ST se formează un amestec de aer și gaze naturale care este refulat în atmosferă; volumul dopului de amestec V_as se calculează cu formula
unde:– Y(C_a) - mărime adimensională în funcție de concentrația aerului din amestecul gaze - aer (fracție zecimală) și se calculează cu formula
Y(C_a) = a + b x C_a^2,5 +c x C_a^0,5 + d x ln(C_a)
– C_a = 0,05;– a = 0,82503953;– b = –0,55284456;– c = –1,2290809;– d = –0,20472295;– Pe - criteriul Peclet
(3) În situația prevăzută la alin. (1), temperatura gazelor naturale în condiții de operare (T) este indicată de traductorul de temperatură amplasat cel mai aproape de zona unde este situat obiectivul, pe direcția de curgere dinspre care se realizează umplerea tronsonului de conductă.
(la 16-06-2020, Alineatul (3) din Articolul 11 , Capitolul III a fost modificat de Punctul 25, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(4) În situația în care sunt supuse umplerii mai multe conducte de transport al gazelor naturale în aceeași lună, OTS raportează toate volumele de gaze naturale calculate în conformitate cu prevederile alin. (1).
(5) Abrogat.
(la 16-06-2020, Alineatul (5) din Articolul 11 , Capitolul III a fost abrogat de Punctul 26, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(6) OTS înregistrează informațiile 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 unități de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) și 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.
(la 16-06-2020, Alineatul (7) din Articolul 11 , Capitolul III a fost modificat de Punctul 27, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(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 funcțiune ale tronsoanelor de conductă sau ale echipamentelor supuse umplerii, după caz;
b) fișa tehnică a tronsonului de conductă din cadrul ST supus umplerii, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 6 la Norma de mentenanță;
c) fișa tehnică a elementelor de conductă de tip special supuse umplerii, după caz, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 8 la Norma de mentenanță;
d) fișa tehnică a stației de reglare măsurare/stației de măsurare/stației de comandă vane/nodului tehnologic, după caz, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 6 la Norma de mentenanță;
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 mentenanță.
(1) Volumul de gaze naturale, în condiții standard, ce trebuie achiziționat 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 și înregistrează nivelul volumului de gaze naturale, exprimate în unități de volum [mc], energie [MWh], precum și 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 unități de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) și luând în considerare puterea calorifică superioară lunară calculată ca medie aritmetică a puterilor calorifice superioare aferente zonelor de calitate.
(1) Volumul de gaze naturale, în condiții standard, ce trebuie achiziționat de OTS, ca urmare a neetanșeităților 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 unități de volum și în unități de energie.
(3) Conversia volumului de gaze naturale prevăzut la alin. (2) în unități de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) și luând în considerare puterea calorifică superioară lunară calculată ca medie aritmetică a puterilor calorifice superioare aferente zonelor de calitate.
(1) Volumul de gaze naturale, în condiții standard, ce trebuie achiziționat de OTS, ca urmare a evacuării accidentale a gazelor naturale din ST din cauza creșterii accidentale a presiunii la exploatarea supapelor de siguranță, se estimează în baza formulei
unde:– V_ps - volumul de gaze naturale în condiții standard, datorat evacuării accidentale a gazelor naturale din ST din cauza creșterii accidentale a presiunii la exploatarea supapelor de siguranță, [mc];– ∆p - diferența de presiune a gazelor naturale; ∆p = 0,2....0,8 10^5 Pa;– V - volumul conductei protejate de supapă, [mc]; conducta protejată de supapa de siguranță este tronsonul de conductă din cadrul instalației tehnologice aferente stației de reglare-măsurare situat între regulator și robinetul de ieșire din stație;
(la 16-06-2020, Marcatorul trei, Alineatul (1) din Articolul 14 a fost modificat de pct. 28 al art. I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020. )
– p_max - presiunea maximă a gazelor naturale la deschiderea supapei, [Pa]; nu poate depăși valorile presiunilor de încercare a conductelor la proba de rezistență prevăzută în cadrul Normelor tehnice pentru proiectarea și execuția conductelor de transport gaze naturale, aprobate prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 118/2013, cu modificările și completările ulterioare; – p_r - presiunea de regim a gazelor naturale, [Pa];
(la 16-06-2020, Marcatorul cinci, Alineatul (1) din Articolul 14 a fost modificat de pct. 28 al art. I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020. )
– p_a - presiunea atmosferică, [Pa].
(2) În situația în care sunt mai multe evacuări accidentale a gazelor naturale din ST din cauza creșterii accidentale a presiunii la exploatarea supapelor de siguranță, în aceeași lună, OTS raportează toate volumele de gaze naturale calculate în conformitate cu prevederile alin. (1).
(3) OTS înregistrează informațiile 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 unități de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) și luând în considerare puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate unde are loc creșterea accidentală a presiunii la exploatarea supapelor de siguranță.
Volumul de gaze naturale, în condiții standard, ce trebuie achiziționat 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 și ruperi, cuprinde
(la 16-06-2020, Partea introductivă a articolului 15 din Capitolul IV a fost modificată de Punctul 29, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
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.
(1) Volumul prevăzut la art. 15 lit. a), în condiții standard, se estimează, dacă este cazul, de OTS cu formula
unde: – V_suprateran - volumul de gaze naturale disipat în atmosferă prin defecte ale obiectivelor din cadrul ST, montate suprateran, [mc];– m - debitul masic de gaze naturale, [kg/h];– d - timpul scurs de la momentul ultimei verificări a traseului conductei și până la oprirea disipării de gaze naturale prin defect, dar nu mai mult de 336 ore [h];– ρ_s - densitatea gazelor naturale în condiții standard, [kg/mc]; 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
regimul de curgere prin defect este critic;
b) raportul
regimul de curgere prin defect este subcritic,
unde:– p - presiunea de operare a gazelor naturale din conductă [Pa];– p_a - 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 = c_d x A x ρ* x w* x 3600,
unde:– coeficientul de debit c_d = 0,82;– A - aria defectului, [mp];– ρ* - densitatea critică a gazelor naturale, [kg/mc]; 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 = c_d x A x ρ_d x w_d x 3600,
unde:– coeficientul de debit c_d = 0,85;– ρ_d - densitatea gazelor naturale în zona defectului, [kg/mc]; se calculează conform prevederilor alin. (6) lit. b);– w_d - 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 și se determină cu relațiile
unde:– p* - presiunea critică a gazelor naturale, [Pa];– T* - temperatura critică a gazelor naturale, [K];– ρ - densitatea gazelor naturale, [kg/mc];– T - temperatura gazelor naturale în condiții 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 relațiile
(7) În situațiile prevăzute la alin. (5) și (6), temperatura gazelor naturale în condiții de operare (T) se stabilește în funcție de temperatura gazelor naturale măsurată în SNT, în punctul cel mai apropiat de locul producerii incidentului.
(la 16-06-2020, Alineatul (7) din Articolul 16 , Capitolul IV a fost modificat de Punctul 30, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(8) În situația în care sunt înregistrate, în aceeași 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 informațiile 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 unități de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) și 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.
(la 16-06-2020, Alineatul (10) din Articolul 16 , Capitolul IV a fost modificat de Punctul 30, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(11) OTS înregistrează următoarele documente justificative care au stat la baza estimării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (1)
a) fișa de expertizare și remediere a anomaliilor/de rezolvare a incidentelor, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 19 la Norma de mentenanță;
b) fișa tehnică a tronsonului de conductă din cadrul ST unde a fost depistat defectul, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 6 la Norma de mentenanță;
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 mentenanță.
(1) Volumul prevăzut la art. 15 lit. b), în condiții standard, V_subteran, 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
p_d = p + p_e,
unde:– p_e - presiunea din exteriorul defectului, [Pa]; se calculează cu formula
p_e = p_a + ρ_apa x g x h,
– P_a - presiunea atmosferică, [Pa];– ρ_apa - densitatea apei, [kg/mc];– g - accelerația gravitațională [m/s^2];– h - adâncimea de montare a conductei de transport al gazelor naturale, măsurată de la generatoarea superioară, [m]; – presiunea coloanei de apă este dată de relația - ρ_apa x g x h.
(2) Temperatura gazelor naturale în condiții 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 situația în care sunt înregistrate mai multe defecte ale obiectivelor din cadrul ST, montate subteran, în aceeași lună, OTS raportează toate volumele de gaze naturale estimate în conformitate cu prevederile alin. (1).
(4) OTS înregistrează informațiile 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 unități de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) și 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.
(la 16-06-2020, Alineatul (5) din Articolul 17 , Capitolul IV a fost modificat de Punctul 31, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(6) OTS înregistrează următoarele documente justificative care au stat la baza estimării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (1)
a) fișa de expertizare și remediere a anomaliilor/de rezolvare a incidentelor, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 19 la Norma de mentenanță;
b) fișa tehnică a tronsonului de conductă din cadrul ST unde a fost depistat defectul, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 6 la Norma de mentenanță;
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 mentenanță.
(1) Ruperea conductei de transport gaze naturale poate fi
a) totală transversală;
b) parțială.
(2) Volumul de gaze naturale disipat la ruperea totală transversală a conductei prevăzută la alin. (1) lit. a), în condiții standard, se estimează, dacă este cazul, de OTS cu formula
unde: – V_rt - volumul de gaze naturale disipat la ruperea totală transversală a conductei de transport al gazelor naturale, [mc];– τr - timpul de evacuare al gazelor naturale din conductă, [h];– Q_s - debitul de gaze naturale scurs prin defect, în condiții standard, [mc/h].
(3) Volumul de gaze naturale disipat la ruperea parțială a conductei prevăzute la alin. (1) lit. b) se estimează cu formula
unde: – τr - timpul de evacuare al gazelor naturale din conductă, [h];– ρ_s - densitatea gazelor naturale în condiții standard, [kg/mc]; 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 situațiile prevăzute la alin. (2) și (3), în momentul producerii incidentului tehnic materializat prin ruperea totală transversală sau prin ruperea parțială a conductei, aceasta este considerată ca fiind dezgropată.
(5) În cazul ruperii parțiale a conductei, diametrul echivalent al defectului poate fi
a) mai mare sau egal cu diametrul interior al conductei, respectiv D_e ≥ 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 secțiunii transversale a conductei;
b) mai mic decât diametrul interior al conductei, respectiv D_e < 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, Q_s, prevăzut la alin. (2), se calculează cu formula
unde:– Q_s - debitul de gaze naturale scurs prin ruptură, în condiții standard, [mc/h];– Q_1 - debitul de gaze naturale scurs prin ruptură, în condiții standard, aferent tronsonului de conductă X, cuprins între punctul în care a avut loc ruperea și punctul de măsurare aflat în amonte de rupere, prevăzut în figura nr. 3, [mc/h];– Q_2 - debitul de gaze naturale scurs prin ruptură, în condiții standard, aferent tronsonului de conductă (L-X), cuprins între punctul în care a avut loc ruperea și punctul de măsurare aflat în aval de rupere, prevăzut în figura nr. 3, [mc/h];– L - lungimea tronsonului de conductă afectat la rupere, cuprins între punctele de măsurare situate în amonte, respectiv în aval de ruptură, [m].
Figura nr. 3
(la 16-06-2020, Alineatul (6) din Articolul 18 , Capitolul IV a fost modificat de Punctul 32, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(6^1) Debitele de gaze naturale, în condiții standard, se calculează cu formulele
a) pentru tronsonul de conductă X
unde: – Q_m1 - debitul masic de gaze naturale din ruptură, aferent tronsonului de conductă X, [kg/s]; – ρ_s - densitatea gazelor naturale, în condiții standard, [kg/mc];
b) pentru tronsonul de conductă L-X
unde: – Q_m2 - debitul masic de gaze naturale din ruptură, aferent tronsonului de conductă (L-X), [kg/s];– ρ_s - densitatea gazelor naturale, în condiții standard, [kg/mc].
(la 16-06-2020, Articolul 18 din Capitolul IV a fost completat de Punctul 33, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(6^2) Debitele masice de gaze naturale se calculează cu formulele
a) pentru tronsonul de conductă X
unde
– p_1 - presiunea gazelor naturale în punctul de măsurare aflat în amonte de ruptură, [bar];– p_r1 - presiunea de ieșire a gazelor naturale din tronsonul de conductă X, [bar];– n_1 - exponentul debitului, care se calculează cu formula: n_1 = 2 – b;– b - coeficient;– K_deb1 - modulul de debit, care se calculează cu formula
unde:– Z_1 - factorul de compresibilitate, care se calculează cu formula prevăzută la art. 11 alin. (1), utilizând parametrii tehnici ai gazelor naturale, respectiv presiunea și temperatura gazelor naturale din punctul de măsurare aflat în amonte de ruptură: p = p_1 și T = T_1;– R - constanta amestecului de gaze, [J/kgK];– T_1 - temperatura gazelor naturale, în condiții de lucru, [K];– X - lungimea tronsonului de conductă, cuprins între punctul de măsurare situat în amonte de ruptură și 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
unde:– p_2 - presiunea gazelor naturale în punctul de măsurare aflat în aval de ruptură, [bar];– p_r2 - presiunea de ieșire a gazelor naturale din tronsonul de conductă L-X, [bar]; – n_2 - exponentul debitului, care se calculează cu formula: n_2 = 2 – b;– b - coeficient; – K_deb2 - modulul de debit, care se calculează cu formula
unde:– Z_2 - factorul de compresibilitate, care se calculează cu formula prevăzută la art. 11 alin. (1), utilizând parametrii tehnici ai gazelor naturale, respectiv presiunea și temperatura gazelor naturale din punctul de măsurare aflat în aval de ruptură: p = p_2 și T = T_2;– R - constanta amestecului de gaze, [J/kgK];– T_2 - temperatura gazelor naturale, în condiții de lucru, [K];– X - lungimea tronsonului de conductă, cuprins între punctul de măsurare situat în amonte de ruptură și 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) coeficienții a și b prevăzuți la lit. a) și b) se determină în funcție de viteza gazelor naturale.
(la 16-06-2020, Articolul 18 din Capitolul IV a fost completat de Punctul 33, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(6^3) Densitatea gazelor naturale, în condiții standard, se calculează cu formula
unde:– M_m - masa molară [kg/kmol].
(la 16-06-2020, Articolul 18 din Capitolul IV a fost completat de Punctul 33, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(6^4) Regimurile de curgere a gazelor naturale prin ruptură se calculează cu formulele
a) pentru tronsonul de conductă X
dacă
(i) raportul regimul de curgere prin ruptură este critic
(ii) raportul regimul de curgere prin ruptură este subcritic,
unde:– p^* - presiunea critică a gazelor naturale [bar];– p_1 - presiunea gazelor naturale în punctul de măsurare aflat în amonte de ruptură, [bar];– p_a - presiunea minimă a gazelor naturale în ruptură [bar], care se calculează cu formula:– k - exponentul adiabatic, care se calculează cu formula
unde:– c_p - căldura specifică izobară, care se calculează ca medie ponderată a căldurilor specifice izobare ale componenților gazelor naturale folosind formulele prevăzute la art. 6 alin. (1^6) și alin. (1^7);
b) pentru tronsonul de conductă L-X
dacă
(i) raportul -regimul de curgere prin ruptură este critic,
(ii) raportul - regimul de curgere prin ruptură este subcritic,
unde:– p^* - presiunea critică a gazelor naturale [bar];– p_2 - presiunea gazelor naturale în punctul de măsurare aflat în aval de ruptură [bar];– p_a - presiunea minimă a gazelor naturale în ruptură [bar], care se calculează cu formula:– k - exponentul adiabatic, care se calculează cu formula
unde:– c_p - căldura specifică izobară, care se calculează ca medie ponderată a căldurilor specifice izobare ale componenților gazelor naturale folosind formulele prevăzute la art. 6 alin. (1^6) și alin. (1^7).
(la 16-06-2020, Articolul 18 din Capitolul IV a fost completat de Punctul 33, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(6^5) Presiunile de ieșire a gazelor naturale în ruptură se calculează cu formulele
a) pentru tronsonul de conductă X
(i) pentru regim de curgere critic: p_r1 = p_1 x β^*_1 [bar];
(ii) pentru regim de curgere subcritic: p_r1 = p_a [bar];
b) pentru tronsonul de conductă L-X
(i) pentru regim de curgere critic: p_r2 = p_2 x β^*_2 [bar];
(ii) pentru regim de curgere subcritic: p_r2 = p_a [bar].
(la 16-06-2020, Articolul 18 din Capitolul IV a fost completat de Punctul 33, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(7) Diametrul echivalent al defectului, [m], se calculează cu formula
(8) Timpul de evacuare al gazelor naturale din conductă, prevăzut la alin. (2) și (3), este egal cu timpul scurs de la momentul producerii incidentului tehnic și 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, și acele incidente provocate ca urmare a unor situații de urgență, respectiv avalanșe, cutremure, alunecări de teren și inundații.
(10) În situația în care sunt înregistrate mai multe incidente tehnice în ST, în aceeași lună, OTS raportează toate volumele de gaze naturale calculate în conformitate cu prevederile alin. (1).
(11) OTS înregistrează informațiile 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) V_suprateran se înlocuiește cu V_rp;
(ii) tau_d se înlocuiește cu tau_r.
(la 16-06-2020, Alineatul (11) din Articolul 18 , Capitolul IV a fost modificat de Punctul 34, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(12) Conversia volumelor de gaze naturale, prevăzute la alin. (2) și (3), în unități de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) și 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.
(la 16-06-2020, Alineatul (12) din Articolul 18 , Capitolul IV a fost modificat de Punctul 34, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(13) OTS înregistrează următoarele documente justificative care au stat la baza estimării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (2) și (3)
a) fișa de expertizare și remediere a anomaliilor/de rezolvare a incidentelor, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 19 la Norma de mentenanță;
b) fișa tehnică a tronsonului de conductă din cadrul ST unde a fost depistat defectul, întocmită în conformitate cu prevederile anexei 6 la Norma de mentenanță;
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 mentenanță.
Volumele de gaze naturale prevăzute la art. 15 și 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 și 4, în vederea eliminării lor din cadrul consumului tehnologic luat în considerare la stabilirea tarifelor reglementate pentru activitatea de transport al gazelor naturale.
(la 16-06-2020, Articolul 19 din Capitolul IV a fost modificat de Punctul 35, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(1) Informațiile privind consumul tehnologic din ST se transmit la ANRE și sunt certificate prin semnătură de reprezentantul legal al OTS sau de împuternicitul acestuia.
(2) OTS are obligația 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.
Raportarea prevăzută la art. 20 alin. (2) cuprinde următoarele
a) situația consumului tehnologic din sistemul de transport al gazelor naturale, conform tabelului nr. 1 din anexa nr. 7;
b) corespondența consumului tehnologic din ST cu cantitățile de gaze naturale transportate și vehiculate prin ST, conform tabelului nr. 2 din anexa nr. 7;
c) situația cantităților de gaze naturale care nu se încadrează în consumul tehnologic din ST, conform tabelului nr. 3 din anexa nr. 7.
În situația în care datele prevăzute la art. 20 alin. (2) sunt declarate zile libere sau zile nelucrătoare, obligația se consideră îndeplinită dacă informațiile se transmit de OTS în prima zi lucrătoare.
(1) OTS are obligația să ia în considerare, la stabilirea programului anual de mentenanță a conductelor ST și în planurile de investiții și de dezvoltare a sistemului de transport pe 10 ani aprobate de ANRE, reducerea nivelurilor consumurilor tehnologice localizate-determinate și a celor nelocalizate-estimate din ST, pentru fiecare categorie prevăzută la art. 2 alin. (3) și (4).
(2) ANRE nu ia în considerare cantitățile 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 mentenanță a conductelor ST și planurile de investiții și de dezvoltare a sistemului de transport pe 10 ani aprobate de ANRE.
(la 16-06-2020, Alineatul (2) din Articolul 23 , Capitolul V a fost modificat de Punctul 36, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(3) ANRE nu ia în considerare cantitățile de gaze naturale aferente consumului tehnologic din ST, transmise de OTS, în situațiile în care datele și informațiile introduse, în anexa nr. 7
a) au fost transmise după datele prevăzute la art. 20 alin. (2);
b) sunt completate incorect și/sau sunt incomplete;
c) nu respectă structura prevăzută în anexă;
d) au fost obținute în urma aplicării incorecte a formulelor de calcul din prezenta metodologie.
Consumul tehnologic din ST nu trebuie folosit ca mijloc de închidere al balanței comerciale de către OTS.
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 obținut prin aplicarea prezentei metodologii, respectiv prin metoda aplicată anterior intrării în vigoare a acesteia.
OTS are obligația să dețină documentele fiscale de achiziție a volumelor de gaze naturale necesare asigurării consumului tehnologic din ST calculat conform prevederilor prezentei metodologii.
(1) OTS are obligația să prevadă în contractele de execuție a lucrărilor clauze potrivit cărora toate pierderile de gaze naturale generate de vicii de execuție, în perioada de garanție a lucrărilor, sunt suportate de către executant; perioada de garanție a lucrărilor nu poate fi mai mică de 2 ani de la data punerii în funcțiune a obiectivului.
(2) În situația în care lucrările au fost executate de către OTS, se consideră că perioada de garanție este de 2 ani de la data punerii în funcțiune a obiectivului.
(1) OTS are obligația să ia toate măsurile necesare pentru reducerea consumului tehnologic anual din ST, respectiv
a) întreținerea/repararea/modernizarea/reabilitarea/înlocuirea, în regim de urgență, a tronsoanelor de conductă ale ST la care au fost constatate periodic scăpări de gaze naturale;
b) intensificarea activității de detectare a scăpărilor de gaze naturale;
c) remedierea, în regim de urgență, a neetanșeităților constatate la obiectivele din sectorul gazelor naturale;
d) modernizarea stațiilor de protecție catodică în vederea depistării la timp a locurilor deteriorării izolației la conductele din oțel;
e) diminuarea factorilor care conduc la producerea coroziunii conductelor de gaze naturale.
(2) OTS are obligația să transmită la ANRE, în termenele prevăzute la art. 20 alin. (2), planul de reducere a consumului tehnologic din ST, exprimat în procente față de energia transportată, pe fiecare categorie prevăzută la art. 2 alin. (3) și (4), corelat cu programul anual de mentenanță a conductelor ST, precum și cu planurile de investiții și 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 mentenanță a conductelor ST și cu planurile de investiții și de dezvoltare a sistemului de transport pe 10 ani aprobate de ANRE sunt revizuite în funcție de gradul de implementare al planurilor respective.
(la 16-06-2020, Articolul 28 din Capitolul VI a fost completat de Punctul 37, Articolul I din ORDINUL nr. 87 din 10 iunie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 511 din 16 iunie 2020 )
(1) OTS are obligația de a elabora proceduri operaționale proprii astfel încât să asigure implementarea prevederilor prezentei metodologii, cu respectarea următoarelor cerințe
a) colectarea și asigurarea utilizării corecte a informațiilor primare în vederea efectuării calculelor/estimărilor specifice;
b) crearea unui mecanism administrativ de validare a calculelor, cu nominalizarea și responsabilizarea persoanelor cu atribuții de conducere implicate în procesul de validare.
(2) OTS are obligația ca, prin procedurile prevăzute la alin. (1), să asigure trasabilitatea procesului, astfel încât să fie ușor de identificat și de verificat orice eveniment care face obiectul prezentei metodologii pentru cel puțin 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 obligația să transmită la ANRE decizia de nominalizare a persoanei/persoanelor cu atribuții 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 obligația să notifice ANRE toate modificările/completările aduse deciziei prevăzute la alin. (4), în termen de 15 zile de la producerea acestora.
Anexele nr. 1-7 fac parte integrantă din prezenta metodologie.
Notă
Aprobată prin Ordinul nr. 115 din 4 iulie 2018, publicat în Monitorul Oficial al Românie, Partea I, nr. 610 din 17 iulie 2018.
Capitolul I
Scop și domeniu de aplicare
Capitolul II
Abrevieri, expresii și termeni
Capitolul III
Calculul consumului tehnologic localizat-determinat din sistemul de transport
Capitolul IV
Estimarea consumului tehnologic nelocalizat din sistemul de transport
Capitolul V
Raportări
Capitolul VI
Dispoziții tranzitorii și finale
-----