Ordinul Nr.87 din 10.06.2020

Având în vedere prevederile art. 130 alin. (1) lit. u) şi ale art. 177¹ alin. (2) din Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, precum şi ale art. 10 alin. (1) lit. q) din Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 33/2007 privind organizarea şi funcţionarea Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei, aprobată cu modificări şi completări prin Legea nr. 160/2012, cu modificările şi completările ulterioare,în temeiul prevederilor art. 5 alin. (1) lit. c) din Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 33/2007, aprobată cu modificări şi completări prin Legea nr. 160/2012, cu modificările şi completările ulterioare,preşedintele Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei emite prezentul ordin. Articolul I Metodologia de calcul al consumului tehnologic din sistemul de transport al gazelor naturale, aprobată prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 115/2018, publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 610 din 17 iulie 2018, se modifică şi se completează după cum urmează: 1. La articolul 3, după litera a) se introduc două noi litere, literele a¹) şi a²), cu următorul cuprins: a¹) NT - nodul tehnologic; a²) SC - staţia de comprimare a gazelor naturale; 2. La articolul 3, după litera b) se introduce o nouă literă, litera b¹), cu următorul cuprins: b¹) SCV - staţia de comandă vane; 3. La articolul 3, după litera f) se introduce o nouă literă, litera f¹), cu următorul cuprins: f¹) incinta tehnologică - incinta în care se adăpostesc instalaţiile/echipamentele tehnice şi tehnologice, care deservesc strict activitatea de operare/exploatare şi supraveghere în funcţionare a instalaţiilor/echipamentelor; 4. La articolul 3, după litera h) se introduce o nouă literă, litera i), cu următorul cuprins: i)spaţiul administrativ - spaţiul în care se desfăşoară diverse activităţi legate de obiectul de activitate al OTS, dar care nu sunt în strânsă legătură cu o instalaţie tehnologică sau cu un echipament tehnologic. 5. La articolul 5, alineatele (1) şi (2) se modifică şi vor avea următorul cuprins: Articolul 5
(1) Volumul de gaze naturale, în condiţii standard, necesar funcţionării staţiilor de comprimare a gazelor naturale, se determină prin intermediul sistemelor/mijloacelor de măsurare şi se calculează de OTS cu formula: unde: – V_s - volumul de gaze naturale necesar funcţionării staţiei de comprimare a gazelor naturale, [m³]; – V_Icurent - volumul de gaze naturale precizat de indexul curent, [m³]; – V_Ianterior - volumul de gaze naturale precizat de indexul anterior, [m³].
(2) OTS înregistrează informaţiile care au stat la baza calculării volumelor de gaze naturale prevăzute la alin. (1) şi (6) în conformitate cu tabelele nr. 1 şi 1¹ din anexa nr. 1. 6. La articolul 5, alineatul (4) se modifică şi va avea următorul cuprins:
(4) Puterea calorifică superioară prevăzută la alin. (3) este H_s din zona de calitate aferentă sursei din care provin gazele naturale utilizate la funcţionarea staţiilor de comprimare sau a staţiilor mobile de comprimare/transvazare, din data citirii sistemelor/mijloacelor de măsurare a gazelor naturale. 7. La articolul 5, după alineatul (5) se introduc trei noi alineate, alineatele (6)-(8), cu următorul cuprins:
(6) Volumul de gaze naturale, în condiţii standard, necesar funcţionării staţiilor mobile de comprimare/transvazare a gazelor naturale se calculează de OTS cu formula: unde: – V_Sm - volumul de gaze naturale necesar funcţionării staţiei mobile de comprimare/transvazare a gazelor naturale, [m³]; – Q_max - consumul motorului staţiei mobile de comprimare la încărcarea maximă (factorul de încărcare, LF=100%), conform manualului producătorului, [m³/h]; – LF_med - media aritmetică a înregistrărilor orare ale factorului de încărcare, monitorizat pe interfaţa HMI a sistemului de automatizare al staţiei mobile de comprimare, [%]; – t - timpul de funcţionare al staţiei mobile de comprimare, [h].
(7) Conversia volumului de gaze naturale, prevăzut la alin. (6), în unităţi de energie se realizează aplicând formula prevăzută la alin. (3) şi înlocuind V_s cu V_Sm.
(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. 8. La articolul 6, alineatul (1) se modifică şi va avea următorul cuprins: Articolul 6
(1) Volumul de gaze naturale, în condiţii standard, necesar încălzirii gazelor naturale şi a incintelor tehnologice, precum şi cel necesar funcţionării grupurilor generatoare de curent electric se determină prin intermediul sistemelor/ mijloacelor de măsurare amplasate în SRM/SM/NT/SCV/SC, după caz, şi se calculează de OTS cu formula: unde: – V_I - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale şi a incintelor tehnologice, precum şi pentru funcţionarea grupurilor generatoare de curent electric, [m³]; – V_încSA - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale, a incintelor tehnologice şi a spaţiilor administrative, precum şi pentru funcţionarea grupurilor generatoare de curent electric, măsurat cu un sistem/mijloc de măsurare, [m³]; – V_SA - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea spaţiilor administrative, măsurat cu un sistem/mijloc de măsurare [m³]. 9. La articolul 6, după alineatul (1) se introduc şapte noi alineate, alineatele (1¹)-(1⁷), cu următorul cuprins: (1¹) În situaţiile în care volumul de gaze naturale, în condiţii standard, utilizat drept combustibil pentru încălzirea spaţiilor administrative (V_SA) nu este măsurat cu un sistem/mijloc de măsurare, acesta se calculează de OTS în funcţie de volumul spaţiului administrativ încălzit, cu formula: unde: – V_încSA - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale, a incintelor tehnologice şi a spaţiilor administrative, precum şi pentru funcţionarea grupurilor generatoare de curent electric, măsurat cu un sistem/mijloc de măsurare, [m³]; – V_încgn - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale, [m³]; – V_gen - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru funcţionarea grupurilor generatoare de curent electric, măsurat cu un sistem/mijloc de măsurare, [m³]; – Vol_SA - volumul spaţiului administrativ încălzit, [m³]; – Vol_tot - volumul spaţiului total încălzit (volumul incintelor tehnologice încălzite şi a spaţiilor administrative încălzite), [m³]. (1²) Pentru situaţia prevăzută la alin. (1¹), volumul de gaze naturale, în condiţii standard, utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale se calculează de OTS cu formula: unde: – V_încgn - volumul de gaze naturale utilizat drept combustibil pentru încălzirea gazelor naturale, [m³]; – Q_C - debitul de gaze naturale consumat pentru încălzirea gazelor naturale vehiculate, [m³/h]; – t - timpul funcţionării încălzitorului de gaze naturale, [h]. (1³) Debitul de gaze naturale prevăzut la alin. (1²) se calculează de OTS cu formula: unde: – W₂ - energia termică cedată de gazele naturale prin ardere, [kJ/h]; aceasta este egală cu energia termică necesară încălzirii gazelor naturale de la o temperatură la alta, respectiv W₂ = W₁; – ɳ₂ - randamentul centralei termice dat de producător; – PCI - puterea calorifică inferioară a gazelor naturale destinate arderii; aceasta se preia din buletinul de analiză cromatografică emis pentru punctul de prelevare cel mai apropiat şi cu data prelevării cea mai apropiată de data citirii contoarelor, [kJ/m³]. (1⁴) Energia termică prevăzută la alin. (1³) se calculează de OTS cu formula: unde: – W₁ - energia termică necesară încălzirii gazelor naturale până la o temperatură superioară, cu cel puţin 2°C peste valoarea de 0°C după ultimul element de laminare, [kJ/h]; – Q₁ - debitul de gaze naturale, [m³/h]; – p₁ - presiunea gazelor naturale la intrare în SRM, [bar]; – p₂ - presiunea gazelor naturale la ieşirea din SRM, [bar]; – J - coeficientul de detentă Joule-Thomson; se ia în considerare J = 0,5, [K/bar]; – T₁ - temperatura gazelor naturale la intrarea în SRM, [K]; – T₂ - temperatura impusă a gazelor naturale la ieşirea din SRM, [K]; t₂ = 2-5 °C; – _S - densitatea gazelor naturale destinate încălzirii, în condiţii standard; aceasta se preia din buletinul de analiză cromatografică emis pentru punctul de prelevare cel mai apropiat şi cu data prelevării cea mai apropiată de data citirii contoarelor, [kg/m³]; – C_p - căldura specifică izobară a gazelor naturale destinate încălzirii, [kJ/kgK]; – ɳ₁ - randamentul schimbătorului de căldură; pentru schimbător apă - gaz în contracurent se ia în considerare ɳ₁ = 0,85. (1⁵) Debitul de gaze naturale, prevăzut la alin. (1⁴), se calculează de OTS cu formula: unde: – Q - volumul total de gaze naturale vehiculat destinat încălzirii, [m³]; – t - timpul funcţionării încălzitorului de gaze naturale, [h]. (1⁶) Căldura specifică izobară a gazelor naturale destinate încălzirii, prevăzută la alin. (1⁴), se calculează de OTS ca medie ponderată a căldurilor specifice izobare ale componenţilor amestecului de gaze, folosind formula: unde: – y_i - fracţia molară a fiecărui component din amestecul de gaze; aceasta se preia din buletinul de analiză cromatografică emis pentru punctul de prelevare cel mai apropiat şi cu data prelevării cea mai apropiată de data citirii contoarelor; – C_pi - căldura specifică izobară a fiecărui component din amestecul de gaze, [J/kgK]. (1⁷) Căldura specifică izobară a fiecărui component din amestecul de gaze, prevăzută la alin. (1⁶), se calculează de OTS cu formula: 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. 1⁰; – T - temperatura gazelor naturale, [K].Tabelul nr. 1⁰

10. La articolul 6, alineatul (5) se modifică şi va avea următorul cuprins:
(5) Conversia volumului de gaze naturale, prevăzut la alin. (1), în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară, din data citirii sistemelor/mijloacelor de măsurare a gazelor naturale:a)aferentă zonei de calitate în care este amplasată SRM/SM; b)din zona de calitate aferentă sursei din care provin gazele naturale care alimentează NT/SCV/SC. 11. La articolul 7 alineatul (1), ultimul marcator se modifică şi va avea următorul cuprins: - p - presiunea gazelor naturale la care se realizează operaţiunea de curăţare a conductei, [Pa]. 12. La articolul 7, după alineatul (1) se introduce un nou alineat, alineatul (1¹), cu următorul cuprins: (1¹) Formula prevăzută la alin. (1) se aplică şi pentru determinarea volumelor de gaze naturale în cazul operaţiunilor de godevilare, respectiv pentru:a)volumul de gaze naturale refulat din gara de lansare, după lansarea PIG-ului; b)volumul de gaze naturale refulat, necesar curăţării impurităţilor din tronsoanele de conductă situate între robinetul din amonte de gara de sosire şi gara de sosire. 13. La articolul 7, alineatul (5) se modifică şi va avea următorul cuprins:
(5) Conversia volumului de gaze naturale, prevăzut la alin. (1), în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate în care este amplasată conducta de transport al gazelor naturale sau, după caz, puterea calorifică superioară a zonei de calitate aferente sursei din care provin gazele naturale utilizate la curăţarea impurităţilor; în ambele cazuri, puterea calorifică superioară corespunde datei la care se realizează curăţarea impurităţilor. 14. La articolul 8, alineatul (1) se modifică şi va avea următorul cuprins: Articolul 8
(1) Volumul de gaze naturale, în condiţii standard, necesar curăţării impurităţilor din separatoarele de lichide montate pe traseul conductelor de transport al gazelor naturale, inclusiv a celor amplasate în vecinătatea gărilor de primire PIG şi a celor montate subteran în SRM/SCV/NT, V_SL, se calculează, dacă este cazul, de OTS, ţinând cont de diametrul şi lungimea conductei de refulare. 15. La articolul 8 alineatul (2), literele b) şi c) se modifică şi vor avea următorul cuprins: b)diametrul nominal al conductei de refulare Ø1" ÷ 4", respectiv D_r 25 mm ÷ 100 mm; c)lungimea conductei de refulare L_r = 1 m ÷ 30 m;".16. La articolul 8, alineatul (3) se modifică şi va avea următorul cuprins:
(3) Pentru alte valori ale lungimii şi diametrului nominal al conductei de refulare, volumul de gaze naturale, prevăzut la alin. (1), se obţine prin interpolarea liniară a informaţiilor din tabelul nr. 1.Tabelul nr. 1

17. La articolul 8 alineatul (4), figura nr. 1 se modifică şi se înlocuieşte cu figura următoare: „Coeficient de corecţie, verificare şi reglare periodică a supapelor de siguranţă, presiune înaltăFigura nr. 1"18. La articolul 8, după alineatul (4) se introduce un nou alineat, alineatul (4¹), cu următorul cuprins: (4¹) Modul de calcul prevăzut la alin. (2)-(4) se aplică şi pentru determinarea volumelor de gaze naturale necesare purjării: a)sifoanelor montate pe traseul conductelor de transport al gazelor naturale; b)instalaţiilor de filtrare şi separare a gazelor naturale amplasate suprateran. 19. La articolul 8, alineatul (7) se modifică şi va avea următorul cuprins:
(7) Conversia volumului de gaze naturale prevăzut la alin. (1) în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate în care sunt amplasate separatoarele de lichide prevăzute la alin. (1) sau sifoanele şi instalaţiile de filtrare şi separare prevăzute la alin. (4¹), din data curăţării de impurităţi a acestora. 20. La articolul 9 alineatul (2), litera b) se modifică şi va avea următorul cuprins: b)diametrul nominal al conductei de refulare Ø1" ÷ 8", respectiv D_r = 25 mm ÷ 200 mm; 21. La articolul 9 alineatul (2), tabelul nr. 2 se modifică şi va avea următorul cuprins: Tabelul nr. 2

22. La articolul 11 alineatul (1), partea introductivă se modifică şi va avea următorul cuprins: Articolul 11
(1) Volumul de gaze naturale, în condiţii standard, necesar umplerii sistemului de transport ca urmare a reparării, reabilitării şi/sau dezvoltării acestuia, se calculează, dacă este cazul, de OTS cu formula: 23. La articolul 11 alineatul (1), marcatorul optsprezece se modifică şi va avea următorul cuprins: – p - presiunea gazelor naturale din tronsonul de conductă supus reparaţiei/reabilitării, la momentul la care se începe refularea gazelor naturale din respectivul tronson, în vederea golirii şi efectuării reparaţiei; în cazul lucrărilor de dezvoltare în care sunt umplute tronsoane noi de conductă, presiunea utilizată în formulele de calcul este presiunea gazelor naturale în condiţii de lucru, [Pa]; 24. La articolul 11 alineatul (1), după ultimul marcator se introduce un nou marcator, cu următorul cuprins: – y_i - fracţia molară; aceasta se preia din buletinul de analiză cromatografică emis pentru punctul de prelevare cel mai apropiat de zona lucrării, cu data prelevării cea mai apropiată de data finalizării lucrării. 25. La articolul 11, alineatul (3) se modifică şi va avea următorul cuprins:
(3) În situaţia prevăzută la alin. (1), temperatura gazelor naturale în condiţii de operare (T) este indicată de traductorul de temperatură amplasat cel mai aproape de zona unde este situat obiectivul, pe direcţia de curgere dinspre care se realizează umplerea tronsonului de conductă. 26. La articolul 11, alineatul (5) se abrogă .27. La articolul 11, alineatul (7) se modifică şi va avea următorul cuprins:
(7) Conversia volumului de gaze naturale, prevăzut la alin. (1), în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate unde are loc umplerea sau, după caz, puterea calorifică a zonei de calitate aferente sursei din care provin gazele naturale utilizate la umplere; în ambele cazuri, puterea calorifică superioară corespunde datei la care se realizează umplerea. 28. La articolul 14 alineatul (1), marcatoarele trei şi cinci se modifică şi vor avea următorul cuprins: – V - volumul conductei protejate de supapă, [m³]; conducta protejată de supapa de siguranţă este tronsonul de conductă din cadrul instalaţiei tehnologice aferente staţiei de reglare-măsurare situat între regulator şi robinetul de ieşire din staţie;........ ................ ................ ................ ................ ........ – p_r - presiunea de regim a gazelor naturale, [Pa]; 29. La articolul 15, partea introductivă se modifică şi va avea următorul cuprins: Articolul 15 Volumul de gaze naturale, în condiţii standard, ce trebuie achiziţionat de OTS, ca urmare a evacuării accidentale a gazelor naturale din ST din cauza accidentelor tehnice, a defectelor de coroziune sau de material, respectiv fisuri şi ruperi, cuprinde: 30. La articolul 16, alineatele (7) şi (10) se modifică şi vor avea următorul cuprins:
(7) În situaţiile prevăzute la alin. (5) şi (6), temperatura gazelor naturale în condiţii de operare (T) se stabileşte în funcţie de temperatura gazelor naturale măsurată în SNT, în punctul cel mai apropiat de locul producerii incidentului......... ................ ................ ................ ................ ........
(10) Conversia volumului de gaze naturale prevăzut la alin. (1) în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate în care este depistat defectul sau, după caz, puterea calorifică superioară a zonei de calitate aferente sursei din care provin gazele naturale vehiculate prin obiectivul din cadrul ST, montat suprateran, în care este depistat defectul. 31. La articolul 17, alineatul (5) se modifică şi va avea următorul cuprins:
(5) Conversia volumului de gaze naturale prevăzut la alin. (1) în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate în care este depistat defectul sau, după caz, puterea calorifică superioară a zonei de calitate aferente sursei din care provin gazele naturale vehiculate prin obiectivul din cadrul ST, montat subteran, în care este depistat defectul. 32. La articolul 18, alineatul (6) se modifică şi va avea următorul cuprins:
(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 condiţii standard, [m³/h]; – Q₁ - debitul de gaze naturale scurs prin ruptură, în condiţii standard, aferent tronsonului de conductă X, cuprins între punctul în care a avut loc ruperea şi punctul de măsurare aflat în amonte de rupere, prevăzut în figura nr. 3, [m³/h]; – Q₂ - debitul de gaze naturale scurs prin ruptură, în condiţii standard, aferent tronsonului de conductă (L-X), cuprins între punctul în care a avut loc ruperea şi punctul de măsurare aflat în aval de rupere, prevăzut în figura nr. 3, [m³/h]; – L - lungimea tronsonului de conductă afectat la rupere, cuprins între punctele de măsurare situate în amonte, respectiv în aval de ruptură, [m]. Figura nr. 3 33. La articolul 18 , după alineatul (6) se introduc cinci noi alineate , alineatele (6¹)-(6⁵), cu următorul cuprins: (6¹) Debitele de gaze naturale, în condiţii 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 condiţii standard, [kg/m³]; 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 condiţii standard, [kg/m³].(6²) Debitele masice de gaze naturale se calculează cu formulele: a)pentru tronsonul de conductă X: unde: – p₁ - presiunea gazelor naturale în punctul de măsurare aflat în amonte de ruptură, [bar]; – p_r1 - presiunea de ieşire a gazelor naturale din tronsonul de conductă X, [bar]; – n₁ - exponentul debitului, care se calculează cu formula: n₁ = 2 – b; – b - coeficient; – K_deb1 - modulul de debit, care se calculează cu formula: unde: – Z₁ - factorul de compresibilitate, care se calculează cu formula prevăzută la art. 11 alin. (1), utilizând parametrii tehnici ai gazelor naturale, respectiv presiunea şi temperatura gazelor naturale din punctul de măsurare aflat în amonte de ruptură: p = p₁ şi T = T₁; – R - constanta amestecului de gaze, [J/kgK]; – T₁ - temperatura gazelor naturale, în condiţii de lucru, [K]; – X - lungimea tronsonului de conductă, cuprins între punctul de măsurare situat în amonte de ruptură şi punctul în care a avut loc ruperea, [m]; – D - diametrul interior al conductei de transport al gazelor naturale, [m]; – a - coeficient. b)pentru tronsonul de conductă L-X: unde: – p₂ - presiunea gazelor naturale în punctul de măsurare aflat în aval de ruptură, [bar]; – p_r2 - presiunea de ieşire a gazelor naturale din tronsonul de conductă L-X, [bar]; – n₂ - exponentul debitului, care se calculează cu formula: n₂ = 2 – b; – b - coeficient; – K_deb2 - modulul de debit, care se calculează cu formula: unde: – Z₂ - factorul de compresibilitate, care se calculează cu formula prevăzută la art. 11 alin. (1), utilizând parametrii tehnici ai gazelor naturale, respectiv presiunea şi temperatura gazelor naturale din punctul de măsurare aflat în aval de ruptură: p = p₂ şi T = T₂; – R - constanta amestecului de gaze, [J/kgK]; – T₂ - temperatura gazelor naturale, în condiţii de lucru, [K]; – X - lungimea tronsonului de conductă, cuprins între punctul de măsurare situat în amonte de ruptură şi punctul în care a avut loc ruperea, [m]; – L - lungimea tronsonului de conductă afectat la rupere, cuprins între punctele de măsurare situate în amonte, respectiv în aval de ruptură, [m]; – D - diametrul interior al conductei de transport al gazelor naturale, [m]; – a - coeficient. c)coeficienţii a şi b prevăzuţi la lit. a) şi b) se determină în funcţie de viteza gazelor naturale.(6³) Densitatea gazelor naturale, în condiţii standard, se calculează cu formula: unde: – M_m - masa molară [kg/kmol].(6⁴) Regimurile de curgere a gazelor naturale prin ruptură se calculează cu formulele: a)pentru tronsonul de conductă X: dacă:

unde: – p^* - presiunea critică a gazelor naturale [bar]; – p₁ - 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 componenţilor gazelor naturale folosind formulele prevăzute la art. 6 alin. (1⁶) şi alin. (1⁷); b)pentru tronsonul de conductă L-X: dacă:

unde: – p^* - presiunea critică a gazelor naturale [bar]; – p₂ - 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 componenţilor gazelor naturale folosind formulele prevăzute la art. 6 alin. (1⁶) şi alin. (1⁷).(6⁵) Presiunile de ieşire a gazelor naturale în ruptură se calculează cu formulele: a)pentru tronsonul de conductă X:

34. La articolul 18, alineatele (11) şi (12) se modifică şi vor avea următorul cuprins:
(11) OTS înregistrează informaţiile care au stat la baza estimării volumelor de gaze naturale prevăzute la:a)alin. (2) în conformitate cu anexa nr. 6; b)alin. (3) în conformitate cu anexa nr. 4, folosind următoarele înlocuiri:

(12) Conversia volumelor de gaze naturale, prevăzute la alin. (2) şi (3), în unităţi de energie se realizează folosind formula prevăzută la art. 5 alin. (3) şi luând în considerare puterea calorifică superioară aferentă zonei de calitate în care este depistată ruperea sau, după caz, puterea calorifică a zonei de calitate aferente sursei din care provin gazele naturale vehiculate prin conducta în care este depistată ruperea. 35. Articolul 19 se modifică şi va avea următorul cuprins: Articolul 19 Volumele de gaze naturale prevăzute la art. 15 şi pentru care OTS a recuperat prejudiciul sunt raportate către ANRE la termenele prevăzute la art. 20 alin (2), prin includerea lor în anexa nr. 7, tabelul nr. 3, coloanele 3 şi 4, în vederea eliminării lor din cadrul consumului tehnologic luat în considerare la stabilirea tarifelor reglementate pentru activitatea de transport al gazelor naturale. 36. La articolul 23, alineatul (2) se modifică şi va avea următorul cuprins:
(2) ANRE nu ia în considerare cantităţile de gaze naturale aferente consumului tehnologic din ST la stabilirea tarifelor reglementate pentru activitatea de transport al gazelor naturale, dacă nu au fost realizate, în mod nejustificat, programul anual de mentenanţă a conductelor ST şi planurile de investiţii şi de dezvoltare a sistemului de transport pe 10 ani aprobate de ANRE. 37. La articolul 28, după alineatul (2) se introduce un nou alineat, alineatul (3), cu următorul cuprins:
(3) Procentele prezentate în planul de reducere a consumurilor tehnologice în corelare cu programul anual de mentenanţă a conductelor ST şi cu planurile de investiţii şi de dezvoltare a sistemului de transport pe 10 ani aprobate de ANRE sunt revizuite în funcţie de gradul de implementare al planurilor respective. 38. La anexa nr. 1, tabelul nr. 1 se modifică şi va avea următorul cuprins: Informaţii aferente prevederilor art. 5 alin. (1) din metodologie Tabelul nr. 1

39. La anexa nr. 1, după tabelul nr. 1 se introduce un nou tabel, tabelul nr. 1¹, cu următorul cuprins: Informaţii aferente prevederilor art. 5 alin. (6) din metodologie Tabelul nr. 1¹

40. La anexa nr. 1, tabelul nr. 2 se modifică şi va avea următorul cuprins: Informaţii aferente prevederilor art. 6 din metodologie Tabelul nr. 2

41. La anexa nr. 1, tabelul nr. 3, titlul coloanei nr. 5 se modifică şi va avea următorul cuprins: Presiunea gazelor naturale la care se realizează operaţiunea de curăţare a conductei 42. La anexa nr. 1, tabelul nr. 4 se modifică şi va avea următorul cuprins: Informaţii aferente prevederilor art. 8 din metodologie Tabelul nr. 4

43. La anexa nr. 2, tabelul nr. 2 se modifică şi va avea următorul cuprins: Tabelul nr. 2

44. Anexele nr. 4-6 se modifică şi se înlocuiesc cu anexele nr. 1-3, care fac parte integrantă din prezentul ordin.45. La anexa nr. 7, tabelul nr. 2 se modifică şi va avea următorul cuprins: Corespondenţa consumului tehnologic din ST cu cantităţile de gaze naturale transportate şi vehiculate prin ST Tabelul nr. 2

Certificat de reprezentantul legal al OTS ........ ................ ................ ........... (numele şi prenumele) Semnătură: ........ ........ ........... Articolul II Operatorii de transport şi de sistem duc la îndeplinire prevederile prezentului ordin, iar entităţile organizatorice din cadrul Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei urmăresc respectarea acestora. Articolul III Prezentul ordin se publică în Monitorul Oficial al României, Partea I. Preşedintele Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei,Dumitru Chiriţă Bucureşti, 10 iunie 2020.Nr. 87.ANEXA Nr. 1 (Anexa nr. 4 la metodologie)

Informaţii aferente prevederilor art. 16 din metodologie

Exponentul adiabatic k = 1,32 ANEXA Nr. 2 (Anexa nr. 5 la metodologie)

Informaţii aferente prevederilor art. 17 din metodologie

Exponentul adiabatic k = 1,32 ANEXA Nr. 3 (Anexa nr. 6 la metodologie)

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