регистрация компании дать объявление быстрый поиск лента публикаций восстановление доступа о портале
    
Строительный портал СтройПлан.ру
Подбор проекта Новости отраслиПубликации
 
КОРЗИНА (0)  
 >>>  ПОИСК ДОКУМЕНТОВ  
  Дополнительные материалы  [ + развернуть]  
Утвержден: ОАО "Газпром" (03.12.2002)
Дата введения: 3 января 2003 г.
скачать бесплатно ВРД 39-1.21-072-2003 "Категорийность электроприемников промышленных объектов ОАО "Газпром"
Утвержден: ОАО "Газпром" (12.03.2007)
Дата введения: 15 ноября 2007 г.
скачать бесплатно СТО Газпром 2-1.20-114-2007 "Методика энергоаудита газотранспортной системы"

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

Общество с ограниченной ответственностью
"Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ"

Общество с ограниченной ответственностью
"Информационно-рекламный центр газовой промышленности"

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,
СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО "ГАЗПРОМ"

МЕТОДИКА

ОЦЕНКИ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ ОБЪЕКТОВ И СИСТЕМ

СТО Газпром 2-3.5-113-2007

Дата введения - 2007-11-15

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ"

2 ВНЕСЕН Отделом энергосбережения и экологии Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО "Газпром" от 12 марта 2007 г. № 39 с 15 ноября 2007 г.

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Содержание

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Сокращения и обозначения

4.1 Сокращения

4.2 Обозначения

5 Показатели энергоэффективности газоперекачивающего агрегата

5.1 Состав показателей энергоэффективности газоперекачивающего агрегата

5.2 Коэффициент полезного действия газоперекачивающего агрегата

5.3 Удельный расход топливного газа газотурбинного газоперекачивающего агрегата

5.4 Удельный расход электроэнергии на компримирование электроприводного газоперекачивающего агрегата

6 Показатели энергоэффективности компрессорного цеха

6.1 Состав показателей энергоэффективности компрессорного цеха

6.2 Коэффициент полезного действия компрессорного цеха

6.3 Удельный расход топливного газа компрессорного цеха

6.4 Удельный расход газа на прочие технологические нужды компрессорного цеха

6.5 Удельные технологические потери газа компрессорного цеха

6.6 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа компрессорным цехом

6.7 Цельный расход топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды компрессорного цеха

6.8 Удельный показатель эффективности расхода газа на собственные технологические нужды компрессорного цеха

6.9 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на собственные технологические нужды компрессорного цеха

6.10 Удельный показатель эффективности расхода топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды компрессорного цеха

7 Показатели энергоэффективности компрессорной станции

7.1 Состав показателей энергоэффективности компрессорной станции

7.2 Удельный расход топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды компрессорной станции

7.3 Удельный показатель эффективности расхода топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды компрессорной станции

8 Показатели энергоэффективности газотранспортной системы

8.1 Состав показателей энергоэффективности газотранспортной системы

8.2 Удельный показатель эффективности расхода топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды газотранспортной системы

8.3 Удельный показатель эффективности расхода топливного газа газотранспортной системой

8.4 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на компримирование газа газотранспортной системой

8.5 Удельный показатель эффективности расхода газа на собственные технологические нужды газотранспортной системы

8.6 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на собственные технологические нужды газотранспортной системы

8.7 Удельный показатель энергоэффективности линейного участка

8.8 Удельный расход газа на собственные технологические нужды газотранспортной системы

9 Требования к точности расчета показателей энергоэффективности

9.1 Порядок расчета погрешностей показателей энергоэффективности

9.2 Пример оценки среднеквадратичной погрешности расчета показателей энергоэффективности

Приложение А (рекомендуемое) Справочные данные по характеристикам газоперекачивающих агрегатов

Приложение Б (рекомендуемое) Пример расчета и анализа показателей энергоэффективности газоперекачивающего агрегата

Приложение В (рекомендуемое) Пример расчета и анализа показателей энергоэффективности компрессорного цеха

Приложение Г (рекомендуемое) Пример расчета и анализа показателей системной энергоэффективности компрессорной станции

Приложение Д (рекомендуемое) Пример определения и анализа показателей системной энергоэффективности газотранспортной системы

Приложение Е (рекомендуемое) Эквивалентная товаротранспортная работа как показатель объема производства в магистральном транспорте газа

Приложение Ж (рекомендуемое) Измеряемые технологические параметры компрессорного цеха

Библиография

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает:

- состав показателей энергоэффективности технологических объектов газотранспортных систем (газоперекачивающих агрегатов, компрессорных цехов, компрессорных станций);

- порядок расчета показателей энергоэффективности технологических объектов магистрального транспорта газа;

- порядок анализа эффективности расходования газа, электроэнергии на собственные технологические нужды технологических объектов газотранспортных систем.

Положения настоящего стандарта обязательны для применения:

- структурными подразделениями ОАО "Газпром", ответственными за транспорт природного газа;

- газотранспортными дочерними обществами (организациями) ОАО "Газпром";

- дочерними обществами (организациями) ОАО "Газпром", ответственными за корпоративный контроль эффективности расходования газа и электроэнергии на собственные технологические нужды газотранспортных систем;

- специализированными энергоаудиторами, выполняющими работы на объектах дочерних обществ и организаций ОАО "Газпром".

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.563.1-97 Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Вентури, установленные в заполненных трубах круглого сечения. Технические условия

ГОСТ 8.563.2-97 Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающихся устройств

ГОСТ 8.563.3-97 Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Процедура и модуль расчетов. Программное обеспечение

ГОСТ 20440-75 Установки газотурбинные. Методы испытаний

ГОСТ Р 51387-99 Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения

ГОСТ Р 51541-99 Энергосбережение. Энергетическая эффективность. Состав показателей. Общие положения

СТО Газпром 3.3-2-001-2006 Методика нормирования электроэнергии на собственные технологические нужды транспорта газа

СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов

Примечание - При пользовании настоящим стандартом следует проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте использованы следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 коэффициент полезного действия: Величина, характеризующая совершенство процессов превращения, преобразования или передачи энергии, являющаяся отношением полезной энергии к подведенной.

[ГОСТ Р 51387, приложение А]

 

3.2 показатель энергетической эффективности: Абсолютная, удельная или относительная величина потребления или потерь энергетических ресурсов для продукции любого назначения или технологического процесса.

[ГОСТ Р 51387, приложение А]

3.3 показатели локальной энергоэффективности: Показатели, характеризующие собственную энергоэффективность объектов газотранспортной системы, отражающие технический уровень и техническое состояние без учета их энергетического вклада в работу газотранспортной системы.

3.4 показатели системной энергоэффективности: Показатели, характеризующие энергоэффективность газотранспортной системы с учетом энергетической взаимозависимости входящих в него объектов, учитывающие режим их совместной работы (энергетический вклад каждого объекта в работу системы).

3.5 средство измерения: Техническое средство, предназначенное для измерений, имеющее нормированные метрологические характеристики.

3.6 товаротранспортная работа: Показатель, характеризующий объем производства газопровода (газопроводов) и представляющий собой условную работу по перемещению единицы объема транспортируемого газа на единицу длины участка газопровода (газопроводов).

3.7 удельный расход топливного газа (электроэнергии): Показатель энергоэффективности, характеризующий величину расхода природного газа (электроэнергии) газоперекачивающим агрегатом, компрессорным цехом, компрессорной станцией, газотранспортной системой на единицу выполняемой полезной работы.

Примечание - В качестве полезной работы, совершаемой газоперекачивающим агрегатом, компрессорным цехом, компрессорной станцией, используется политропная работа сжатия.

Если совершаемая полезная работа не может быть подсчитана непосредственно в физических единицах, то в качестве удельного показателя выбирают отношение расхода топлива или энергии к величине, косвенно (по однозначности) характеризующей совершаемую работу, или отношение к единице продукции.

[ГОСТ Р 51541]

В соответствии с ГОСТ Р 51541 в качестве величины, косвенно характеризующей работу, совершаемую газотранспортной системой, принята эквивалентная товаротранспортная работа.

3.8 эквивалентная товаротранспортная работа: Показатель, характеризующий объем производства газопровода (газопроводов) и представляющий собой условную работу по перемещению единицы объема транспортируемого газа на единицу длины эквивалентного участка газопровода (газопроводов).

3.9 эквивалентный участок газопровода: Участок газопровода с эталонными параметрами, длина которого подобрана таким образом, чтобы удовлетворить требованию равенства разности квадратов давлений на его концах разности квадратов давлений на концах реального участка газопровода.

4 Сокращения и обозначения

4.1 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АВО - аппарат воздушного охлаждения;

ГПА - газоперекачивающий агрегат;

ГТС - газотранспортная система;

ГТУ - газотурбинная установка;

КИП - контрольно-измерительный прибор;

КПД - коэффициент полезного действия;

КЦ - компрессорный цех;

КС - компрессорная станция;

ЛПУ - линейное производственное управление;

ОК - осевой компрессор;

ПДС - производственно-диспетчерская служба;

ПТН - прочие технологические нужды;

СИ - средство измерений;

СКЗ - система катодной защиты;

СТН - собственные технологические нужды;

ТГ - топливный газ;

ТП - технологические потери;

ТЭР - топливо энергетические ресурсы;

ЦБН - центробежный нагнетатель;

ЭГПА - электроприводной газоперекачивающий агрегат;

ЭП - электропривод;

ЭСН - электростанция собственных нужд;

ЭТТР - эквивалентная товаротранспортная работа.

4.2 Обозначения

4.2.1 В настоящем стандарте применены следующие обозначения:

q - объемный расход газа в единицу времени при нормальных условиях (при температуре t=20 °С, атмосферном давлении Рa = 1 атм), млн м3/ч;

G - массовый расход газа в единицу времени при нормальных условиях, кг/с;

Q - объем газа, расходуемый за расчетный период времени, м3;

N - мощность, кВт;

h - коэффициент полезного действия, безразмерный или %;

W - расход электроэнергии за определенный период времени, кВт×ч;

L - политропная работа сжатия природного газа, выполняемая ГПА, КЦ, КС за определенный период времени, кВт×ч;

Е - обозначение показателей локальной энергоэффективности объектов ГТС;

Э - обозначение показателей системной энергоэффективности объектов ГТС;

e - степень повышения давления газа, безразмерная величина;

t - температура, °С;

T - температура, К;

Р - абсолютное давление газа, МПа;

z - коэффициент сжимаемости газа, безразмерная величина;

А - обозначение товаротранспортной работы.

4.2.2 Индексы обозначений параметров

В настоящем стандарте применены следующие индексы:

1, 2 - значения параметра на входе и выходе;

в - воздух;

ГГПА - газотурбинный газоперекачивающий агрегат;

гтс - газотранспортная система;

гту - газотурбинная установка;

е - эффективное значение;

кс - компрессорная станция;

кц - компрессорный цех;

лч - линейная часть;

м - механический;

н - нагнетатель;

пол - политропный;

рец - рециркуляция;

стн - собственные технологические нужды;

тг - топливный газ;

ттр - товаротранспортная работа;

тэр - топливно-энергетические ресурсы;

ЭГПА - электроприводной газоперекачивающий агрегат;

эк - электроэнергия, расходуемая на компримирование;

эп - электропривод;

эттр - эквивалентная товаротранспортная работа.

5 Показатели энергоэффективности газоперекачивающего агрегата

5.1 Состав показателей энергоэффективности газоперекачивающего агрегата

Для оценки эффективности расходования ТЭР ГПА используют показатели энергоэффективности, представленные в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Показатели энергоэффективности ГПА

Показатель

Единица измерения

Обозначение

Характеристика

Коэффициент полезного действия ГГПА

-

hГГПА

Относительный показатель энергоэффективности ГПА

Коэффициент полезного действия ЭГПА

-

hЭГПА

Относительный показатель энергоэффективности ЭГПА

Удельный расход топливного газа ГГПА

кг у.т./кВт×ч

Удельный показатель энергоэффективности ГГПА

Удельный расход электроэнергии на компримирование ЭГПА

кВт×ч/кВт×ч

Удельный показатель энергоэффективности ЭГПА

5.2 Коэффициент полезного действия газоперекачивающего агрегата

5.2.1 КПД ГПА с газотурбинным приводом, hГГПА, вычисляется по формуле

hГГПА = hе×hпол,                                                                                        (1)

где hе - эффективный КПД ГТУ;

hпол - политропный КПД ЦБН.

Эффективный КПД ГТУ вычисляется согласно ПР 51-31323949-43-99 [1]:

,                                                                                            (2)

где Nе - эффективная мощность на муфте привода, кВт;

Gтг - массовый расход ТГ, кг/с, измеряется согласно ГОСТ 20440;

- фактическая массовая низшая теплота сгорания природного газа, кДж/кг; используются данные химлаборатории.

Эффективная мощность на муфте привода вычисляется по формуле

,                                                                                                 (3)

где hм - механический КПД ЦБН - принимается равным 0,985 или оценивается при проведении специальных испытаний;

Ni - внутренняя мощность ЦБН, кВт.

Внутренняя мощность ЦБН вычисляется согласно ПР 51-31323949-43-99 [1]:

                           (4)

где  - показатель псевдоизоэнтропы;

zср - среднее значение коэффициента сжимаемости природного газа;

Т, Т - температура газа на входе и выходе группы (нагнетателя), К;

Gн - массовая производительность ЦБН, кг/с, определяемая по результатам измерений;

qн - коммерческая производительность ЦБН, млн м3/сут;

R - газовая постоянная, кДж/кг×К.

Температура газа на входе и выходе группы (нагнетателя) вычисляется по формуле

Т = t+ 273,15;

(5)

Т = t + 273,15,

где t, t - температура на входе и выходе ЦБН, °С, измеряется согласно ГОСТ 20440.

Показатель псевдоизоэнтропы вычисляется по формуле

 = 4,16 + 0,0041(tср - 10) + 3,93(Dв – 0,55) + 5,0(mТ – 0,3),         (6)

где tср - среднее значение температуры, °С;

Dв - относительная плотность газа по воздуху;

mТ - температурный показатель политропы, вычисляется по формуле

,                                                                                           (7)

P, P - абсолютное давление газа на входе и выходе группы ЦБН, МПа - измеряют согласно ГОСТ 20440.

Среднее значение температуры вычисляют по формуле

.                                                                                        (8)

Относительную плотность газа по воздуху вычисляют по формуле

,                                                                                           (9)

где r0 - плотность природного газа при 20 °С и 0,1013 МПа, кг/м3; используются данные химлаборатории.

Среднее значение коэффициента сжимаемости природного газа вычисляется по формуле

,                                                                                     (10)

где z, z - коэффициенты сжимаемости природного газа на входе и выходе ЦБН.

Коэффициенты сжимаемости природного газа вычисляются согласно РД 153-39.0-112-2001 [2] по формулам

z = 1 - [(10,2×Plн - 6)(0,345×10-2×Dв - 0,446×10-3) + 0,015]×[1,3 - 0,0144×- 283,2)];  (11)

z = 1 - [(10,2×P - 6)(0,345×10-2×Dв - 0,446×10-3) + 0,015]×[1,3 - 0,0144×- 283,2)];  (12)

Политропный КПД ЦБН вычисляется согласно ПР 51-31323949-43-99 [1]:

.                                                                                     (13)

5.2.2 КПД ЭГПА, hЭГПА, вычисляется по формуле

hЭГПА = hэдв×hр×hпол.                                                                                (14)

где hэдв - КПД электродвигателя; используются паспортные данные из таблицы А.1 (приложение А);

hр - КПД редуктора (мультипликатора), таблица А.1 (приложение А).

5.2.3 Для анализа причин возможного снижения показателей энергоэффективности ГПА согласно СТО Газпром 2-3.5-051 используются показатели технического состояния ГТУ и ЦБН:

kNe - коэффициент технического состояния ГТУ по мощности;

kтг - коэффициент технического состояния ГТУ по топливному газу;

kн - коэффициент технического состояния ЦБН;

kр - режимный коэффициент работы нагнетателя.

5.2.3.1 Коэффициент технического состояния ГТУ по мощности вычисляется по формуле

,                                                                                              (15)

где  - номинальная мощность агрегата, кВт, приведенная в таблице А.2 (приложение А);

 - фактическая приведенная мощность агрегата, кВт, вычисляется согласно ПР 51-31323949-43-99 [1] по формуле

,                                                                       (16)

Ра - барометрическое давление, МПа, измеряется;

Т3 - температура на входе компрессора, К, измеряется.

5.2.3.2 Коэффициент технического состояния ГТУ по топливному газу вычисляется по формуле

,                                                                                            (17)

где  - номинальное значение расхода топливного газа (при номинальной мощности); используются паспортные данные ГТУ;

 - фактический приведенный расход топливного газа, вычисляется согласно ПР 51-31323949-43-99 [1] по формуле

,                                                               (18)

 - номинальная низшая теплота сгорания топливного газа; принимается равной 8000 ккал/м3;

 - фактическая низшая теплота сгорания топливного газа, ккал/м3, принимается по диспетчерским данным на момент испытаний.

5.2.3.3 Коэффициент технического состояния ЦБН вычисляется по формуле

,                                                                                            (19)

где  - фактический политропный КПД ЦБН (при фактической величине приведенного объемного расхода газа );

 - номинальное значение политропного КПД ЦБН, используются паспортные данные.

Приведенный объемный фактический расход газа  вычисляется по формуле „ '

,                                                                                       (20)

где  - номинальная частота вращения ротора нагнетателя (силовой турбины); об/мин, используются паспортные данные;

пн - фактическая частота вращения ротора нагнетателя (силовой турбины), об/мин, измеряется (пример в таблице Б.1 приложения Б);

5.2.3.4 Режимный коэффициент работы нагнетателя вычисляется по формуле

,                                                                                             (21)

где  - фактический политропный КПД (при номинальной величине приведенного объемного расхода газа).

Допускается принимать постоянство kн во всем рабочем диапазоне приведенного объемного расхода газа . Перестроение характеристик ЦБН при ухудшении технического состояния производится исходя из принципа эквидистантного сдвига расходно-напорных характеристик по частоте вращения ротора нагнетателя на относительную величину , вычисляемую по формуле

.

Исходная расходно-напорная характеристика, т.е. функция "политропный напор (степень повышения давления) - объемный расход на входе" справедлива при скорректированной номинальной частоте вращения, которая вычисляется по формуле

nн = (1,33 - 0,33kн).                                                                           (22)

Значения политропного КПД ЦБН корректируются с учетом полученного значения kн.

hпол = kн×.                                                                                         (23)

5.3 Удельный расход топливного газа газотурбинного газоперекачивающего агрегата

Удельный расход ТГ ГПА с газотурбинным приводом , м3/кВт×ч, вычисляется по формуле

.                                                                                  (24)

Если низшая теплота сгорания природного газа выражается в кДж/м, то формула (24) примет вид

.                                                                                   (25)

5.4 Удельный расход электроэнергии на компримирование электроприводного газоперекачивающего агрегата

Удельный расход электроэнергии на компримирование ЭГПА  кВт×ч/кВт×ч, вычисляется по формуле

.                                                                                       (26)

Пример расчета и оценки показателей энергоэффективности ГПА представлен в приложении Б.

6 Показатели энергоэффективности компрессорного цеха

6.1 Состав показателей энергоэффективности компрессорного цеха

Для оценки эффективности расходования ТЭР КЦ используют локальные и системные показатели энергоэффективности, представленные в таблице 6.1.

Таблица 6.1

Показатели энергоэффективности КЦ

Показатель

Единица измерения

Обозначение

Характеристика

1. Показатели локальной энергоэффективности КЦ

1.1 Коэффициент полезного действия КЦ

-

hкц

Относительный показатель энергоэффективности КЦ

1.2 Удельный расход топливного газа КЦ

кг у.т./кВт×ч

На единицу политропной работы сжатия КЦ

1.3 Удельный расход газа на прочие технологические нужды КЦ

м3/кВт×ч

На единицу политропной работы сжатия КЦ

1.4 Удельные потери газа КЦ

м3/кВт×ч

На единицу политропной работы сжатия КЦ

1.5 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа КЦ

кВт×ч/кВт×ч

На единицу политропной работы сжатия КЦ

1.6 Удельный расход ТЭР КЦ

кг у.т./кВт×ч

На единицу политропной работы сжатия КЦ

2. Показатели системной энергоэффективности КЦ

2.1 Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН КЦ

м3/млн м3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы КЦ

2.2 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН КЦ

кВт×ч/млн м3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы КЦ

2.3 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР на СТН КЦ

кг у.т./млнм3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы КЦ

6.2 Коэффициент полезного действия компрессорного цеха

Коэффициент полезного действия КЦ hкц вычисляется по формуле

hкц = kс×kрец×hн,                                                                                         (27)

где kс - коэффициент гидравлических сопротивлений обвязки КЦ;

kрец - коэффициент рециркуляции газа в технологической обвязке КЦ;

hн - эксплуатационный КПД ЦБН.

Коэффициент kс вычисляется по формуле

,                                                                 (28)

где kад.сж. - коэффициент адиабатического сжатия, для расчетов принимается равным kад.сж.=0,22¸0,25;

 - относительная величина потери давления газа в i-м тракте КЦ;

eкц - степень повышения давления КЦ.

Степень повышения давления газа в КЦ вычисляется по формуле

,                                                                                             (29)

где Р1кц, Р2кц - средние абсолютные давления на входе нагнетателей первой ступени и на выходе нагнетателей последней ступени сжатия, МПа, вычисляемые по формулам

,                                                                                      (30)

,                                                                                    (31)

где ,  - давление газа на входе и выходе ЦБН, МПа, измеряется;

п - количество работающих ГПА в КЦ.

Коэффициент kс рассчитывается с помощью таблицы 6.2, в которой представлены коэффициенты влияния гидравлических сопротивлений коммуникаций цеха в зависимости от степени сжатия.

Таблица 6.2

Коэффициенты влияния гидравлических сопротивлений коммуникаций цеха в зависимости от степени повышения давления газа КЦ

eкц

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

10,0

5,7

3,9

3,1

2,6

2,3

Коэффициент рециркуляции вычисляется по формуле

,                                                                                 (32)

где  - величина рециркуляции газа j-м рециркуляционном контуре технологической обвязки КЦ, тыс. м3/ч, измеряется;

qкц - расход транспортируемого газа через КЦ, тыс. м3/ч, измеряют (или используют расчетные данные ПДС);

x - количество рециркуляционных контуров. Эксплуатационный КПД ЦБН вычисляется по формуле

hн = kн×kр×hм×,                                                                                 (33)

где  - номинальное значение политропного КПД ЦБН, используются данные таблицы А.1 (приложение А) или другие паспортные данные, не указанные в таблице;

kн - коэффициент технического состояния ЦБН, вычисляется по формуле 19;

kр - режимный коэффициент работы нагнетателя, вычисляется по формуле 21;

hм - механический КПД нагнетателя.

6.3 Удельный расход топливного газа компрессорного цеха

Удельный расход ТГ КЦ  кг у.т./кВт×ч, вычисляется по формуле

,                                                                              (34)

где  - объем топливного газа, расходуемого КЦ за расчетный период времени, т у.т., измеряется в соответствии с ГОСТ 8.563.2;

Lкц - политропная работа сжатия КЦ за расчетный период времени, кВт×ч.

Политропная работа сжатия КЦ вычисляется по формуле

Lкц =320,25×z1кц×Т1кц×Qкц( - 1),                                                         (35)

где z1кц - коэффициент сжимаемости газа на входе в КЦ;

Т1кц - температура газа на входе в КЦ, К, измеряется;

Qкц - объем газа, транспортируемого КЦ за расчетный период времени, млн м3; измеряется (или используются расчетные данные ПДС).

Коэффициент сжимаемости газа по параметрам на входе в КЦ вычисляется по формуле

z1кц = 1 - [(10,2Р1кц - 6)(0,345×10-2×Dв - 0,446×10-3) + 0,015]×[1,3 - 0,0144(Т1кц - 283,2)],    (36)

где Dв - вычисляется по формуле (9).

6.4 Удельный расход газа на прочие технологические нужды компрессорного цеха

Удельный расход газа на прочие технологические нужды КЦ , м3/кВт×ч, вычисляется как для газотурбинных КЦ, так и для КЦ с ЭГПА по формуле

,                                                                                      (37)

где  - объем природного газа, расходуемого на прочие технологические нужды КЦ за расчетный период, тыс.м3, используются расчетные данные ПДС;

t - календарное время работы КЦ, ч;

 - установленная мощность КЦ, тыс. кВт, вычисляемая по формуле

,                                                                                   (38)

 - номинальная мощность i-го ГПА, тыс. кВт×ч, приведенная в таблице А.2 (приложение А);

ni - количество ГПА i-го типа в КЦ;

r - общее количество ГПА, установленных в КЦ.

Показатель , характеризует эффективность использования природного газа на прочие технологические нужды КЦ:

- продувка пылеуловителей и фильтров-сепараторов;

- стравливание и продувка контуров нагнетателей при остановке и запуске ГПА;

- стравливание газа из коммуникаций КЦ при планово-профилактических работах и ремонте;

- использование природного газа на пневмопривод запорно-регулирующей арматуры и др.

6.5 Удельные технологические потери газа компрессорного цеха

Удельные технологические потери газа КЦ , м3/кВт×ч, вычисляется как для газотурбинных, так и для электроприводных КЦ по формуле

,                                                                                         (39)

где  - технологические потери газа КЦ за расчетный период, тыс. м3, измеряются согласно [2].

6.6 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа компрессорным цехом

Удельный расход электроэнергии на компримирование газа КЦ , кВт×ч/кВт×ч, вычисляется по формуле

,                                                                                       (40),

где  - расход электроэнергии на компримирование газа КЦ за расчетный период, тыс. кВт×ч, измеряется.

6.7 Цельный расход топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды компрессорного цеха

Удельный расход ТЭР на СТН КЦ , кг у.т./кВт×ч, вычисляется по формуле

,                                                                                    (41)

где  - расход ТЭР на СТН КЦ, т у.т., вычисляемый по формуле

 = kг + kэ,                                                                            (42)

 - объем газа, расходуемого на СТН КЦ за расчетный период, тыс. м3;

 - расход электроэнергии на СТН КЦ за расчетный период, тыс. кВт×ч;

kг - коэффициент перевода природного газа в условное топливо, вычисляемый по формуле

,                                                                                              (43)

kэ - коэффициент перевода электроэнергии в условное топливо, принимается kэ = 0,325.

Объем газа, расходуемого на СТН КЦ, вычисляется по формуле

 =  +  +.                                                                     (44)

Расход электроэнергии на СТН КЦ вычисляется по формуле

 =  +  + DWкц,                                                                   (45)

где  - расход электроэнергии на компримирование газа КЦ за расчетный период, тыс. кВт×ч, измеряется;

 - расход электроэнергии на прочие технологические нужды КЦ за расчетный период, тыс. кВт×ч, измеряется;

DWкц - потери электроэнергии в КЦ, рассчитываются согласно [3].

Примечание - Расход электроэнергии на прочие технологические нужды КЦ включает расход электроэнергии на следующие электропотребители: электродвигатели АВО газа, вспомогательные механизмы ГПА (АВО масла, двигатели вентиляции ГТУ, задвижек и др.) и системы автоматики, электродвигатели вентиляции, циркуляционные насосы, воздушные компрессоры, питание узлов связи, освещение цехов, промплощадок, электрообогрев помещений и др.

Пример расчета и оценки показателей энергоэффективности КЦ представлен в приложении В.

6.8 Удельный показатель эффективности расхода газа на собственные технологические нужды компрессорного цеха

Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН КЦ, , м3/млн м3×км, вычисляют по формуле

,                                                                                  (46)

где  - ЭТТР КЦ, млн м3×км, вычисляемая по формуле

 = ,                                                   (47)

с1 - константа для согласования размерностей, при измерении давлений Р1кц, Р2кц в кгс/см2 принимается равной 10,138;

vкц - коэффициент, учитывающий потери давления в обвязке КЦ, определяемый по формуле

,                                                                           (48)

DР1кц, DР2кц - потери давления в технологических коммуникациях на входе и выходе КЦ, МПа, измеряется.

6.9 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на собственные технологические нужды компрессорного цеха

Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН КЦ , кВт×ч/млн м3×км, вычисляется как для газотурбинных, так и для электроприводных КЦ по формуле

.                                                                                    (49)

6.10 Удельный показатель эффективности расхода топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды компрессорного цеха

Удельный показатель эффективности расхода ТЭР на СТН КЦ , кг у.т./млн м3×км, вычисляется по формуле

.                                                                                    (50)

7 Показатели энергоэффективности компрессорной станции

7.1 Состав показателей энергоэффективности компрессорной станции

Для оценки эффективности потребления ТЭР на СТН КС используются показатели локальной и системной энергоэффективности, представленные в таблице 7.1.

Таблица 7.1

Показатели энергоэффективности КС

Показатель

Единица измерения

Обозначение

Примечание

Показатель локальной энергоэффективности КС

Удельный расход ТЭР КС

кг у.т./кВт×ч

На единицу суммарной политропной работы сжатия КС

Показатель системной энергоэффективности КС

Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КС

кг у.т./млн м3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы КС

7.2 Удельный расход топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды компрессорной станции

Удельный расход ТЭР на СТН КС вычисляется по формуле

,                                                                                            (51)

где  - суммарный расход ТЭР КС за расчетный период времени, т у.х;

Lкс - политропная работа сжатия КС за расчетный период времени, тыс. кВт×ч.

Суммарный расход ТЭР КС вычисляется по формуле

 = kг + kэ,                                                                           (52)

где  - объем природного газа, расходуемого на СТН КС за расчетный период времени, тыс. м3;

 - расход электроэнергии на СТН КС за расчетный период времени, тыс. кВт×ч.

Объем природного газа, расходуемый на СТН КС, вычисляется по формуле

 =  +  +,                                                                     (53)

где  - объем топливного газа, расходуемого КС за расчетный период, тыс. м3;

 - объем газа, расходуемого на прочие технологические нужды КС за расчетный период, тыс. м3;

 - объем технологических потерь газа КС за расчетный период, тыс. м3.

Объем топливного газа, расходуемого КС, вычисляется по формуле

,                                                                                         (54)

где S1 - количество КЦ с газотурбинным приводом.

Объем газа, расходуемого на прочие технологические нужды КС, вычисляется по формуле

,                                                  (55)

где  - объем газа, расходуемого на выработку электроэнергии i-й ЭСН за расчетный период, тыс. м3, измеряется;

 - объем газа, расходуемого за расчетный период на выработку тепла i-й котельной за расчетный период, тыс. м3, измеряется;

 - объем газа, расходуемого на работу i-й СОГ за расчетный период, тыс. м3, измеряется;

S - количество КЦ.

Технологические потери газа КС вычисляются по формуле

,                                                                                        (56)

где  - технологические потери газа i-го КЦ, тыс. м3, измеряются.

Расход электроэнергии на СТН КС вычисляется по формуле

 =  +  + DWкц,                                                                 (57)

где  - расход электроэнергии КС на компримирование за расчетный период, тыс. кВт×ч;

 - расход электроэнергии на ПТН КС за расчетный период, тыс. кВт×ч;

DWкц -потери электроэнергии КС за расчетный период, тыс. кВт×ч.

Расход электроэнергии КС на компримирование вычисляется суммированием по всем КЦ:

,                                                                                       (58)

где S2 - количество КЦ с электроприводом.

Расход электроэнергии на ПТН КС вычисляют по формуле

,                                                              (59)

где  - расход электроэнергии для общестанционных электропотребителей промплощадки за расчетный период, тыс. кВт×ч, измеряется (СИ технического учета электроэнергии);

 - расход электроэнергии для СКЗ на промплощадке за расчетный период, тыс. кВт×ч, измеряется (СИ технического учета электроэнергии).

Потери электроэнергии КС вычисляются по формуле

,                                                                      (60)

где DWп/п - потери электроэнергии на промплощадке ЛПУ, тыс. кВт×ч, рассчитываются согласно [3].

Примечание - К общестационарным электропотребителям относятся электропотребители системы отопления (котельные, насосы); системы водоснабжения и канализации (скважины, водозаборы, насосы, очистные сооружения, канализационно-насосные станции); наружного освещения территории КС и узла подключения; собственных нужд электрических подстанций и распредустройств (освещение, отопление, охлаждение трансформаторов); административных зданий и помещений; складских помещений и т.д.

Политропная работа сжатия КС, Lкс, тыс. кВт×ч, вычисляется по формуле

,                                                                                  (61)

7.3 Удельный показатель эффективности расхода топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды компрессорной станции

Удельный показатель эффективности расхода ТЭР на СТН КС , кг у.т./млн м3×км, вычисляется по формуле

,                                                                                   (62)

где  вычисляется по формуле (52);

 - ЭТТР КС за расчетный период времени, млн м3×км, вычисляемая по формуле

.                                                                                      (63)

Пример расчета и оценки системных показателей энергоэффективности КС представлен в приложении Г.

8 Показатели энергоэффективности газотранспортной системы

8.1 Состав показателей энергоэффективности газотранспортной системы

Для оценки эффективности расхода ТЭР ГТС используют показатели энергоэффективности, представленные в таблице 8.1.

Таблица 8.1

Показатель энергоэффективности

Единица измерения

Обозначение

Примечание

1 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР на СТН ГТС

кг у.т./млн м3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы ГТС

2 Удельный показатель эффективности расхода топливного газа ГТС

м3/млн м3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы ГТС

3 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на компрмирование газа ГТС

кВт×ч/млн м3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы ГТС

4 Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН ГТС

м3/млн м3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы ГТС

5 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН ГТС

кВт×ч/млн м3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы ГТС

6 Показатель энергоэффективности линейного участка ГТС

кг у.т./км

Элу

На единицу длины линейного участка

7 Удельный расход газа на СТН ГТС

м3/млн м3×км

На единицу товаротранспортной работы ГТС

8.2 Удельный показатель эффективности расхода топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды газотранспортной системы

8.2.1 Суммарный расход ТЭР на СТН ГТС, , т у.т., вычисляется по формуле

 = kг + kэ,                                                                          (64)

где  - объем природного газа, расходуемого на СТН ГТС за расчетный период, млн м3.

 - расход электроэнергии на СТН ГТС за расчетный период, млн кВт×ч.

Объем газа, расходуемого на СТН ГТС, вычисляется по формуле

 =  +  +,                                                                    (65)

где  - объем топливного газа, расходуемого на компримирование за расчетный период, млн м3;

 - объем газа, расходуемого на ПТН ГТС за расчетный период, млн м3;

 - технологические потери газа ГТС за расчетный период, млн м3.

Топливный газ, расходуемый ГТС, вычисляется по формуле

,                                                                                       (66)

где  - объем топливного газа, расходуемого на i-й КС, млн м3, вычисляемый по формуле (53);

R - количество КС.

Объем газа, расходуемого на ПТН ГТС, вычисляется по формуле

,                                                                        (67)

где  - объем газа, расходуемого на СТН ЛЧ, млн м3, вычисляется в соответствии с [4];

F - количество участков ЛЧ.

Технологические потери газа ГТС вычисляются балансовым методом согласно [5].

Количество электроэнергии, расходуемой на СТН ГТС, вычисляется по формуле

,                                                            (68)

где  - расход электроэнергии на компримирование за расчетный период, млн кВт×ч;

 - расход электроэнергии на прочие технологические нужды j-й КС за расчетный период, млн кВт×ч, измеряется;

 - расход электроэнергии на технологические нужды j-й ЛЧ за расчетный период, млн кВт×ч.

Расход электроэнергии на компримирование газа в ГТС вычисляют по формуле

,                                                                                      (69)

где  - расход электроэнергии на компримирование газа j-й КС, вычисляется по формуле (58).

Расход электроэнергии на прочие технологические нужды ЛЧ вычисляют по формуле

 =  +  + ,                                                           (70)

где  - расход электроэнергии на СКЗ ЛЧ за расчетный период, млн кВт×ч, измеряется;

 - расход электроэнергии на технологические нужды электроприемников ГРС за расчетный период, млн кВт×ч, измеряется;

- расход электроэнергии электроприемниками ЛЧ магистрального газопровода (электроприемники системы автоматики и телемеханики, радиорелейной связи и др.) за расчетный период, млн кВт×ч, измеряется.

8.2.2 ЭТТР ГТС , млн м3-км, вычисляется по формуле

 = Авх +  -  + Апост - Аотб – Авых,                                  (71)

где Авх - ЭТТР, соответствующая энергетическому потенциалу, полученному в начале газопровода (от газодобывающего или газотранспортного дочернего общества), млн м3×км;

 - ЭТТР, соответствующая энергетическому вкладу КС в ГТС, млн м3×км;

 - ЭТТР, соответствующая суммарному энергетическому потенциалу, отдаваемому с газом собственных технологических нужд КС, млн м3×км;

Апост - ЭТТР, соответствующая энергетическому потенциалу, получаемому с путевыми поступлениями газа, млн м3×км;

Aотб - ЭТТР, соответствующая энергетическому потенциалу, отдаваемому с путевыми отборами газа (потребители, межсистемные перетоки), млн м3×км;

Авых - ЭТТР, соответствующая энергетическому потенциалу, отдаваемому следующему газопроводу (газотранспортному предприятию), млн м3×км.

Составляющую Авх вычисляют по формуле

Aвх = cQвх,                                                                                          (72)

где Рвх, Qвх - давление и объем газа, поступившего в начале газопровода, кгс/см2 и млн м3, измеряется;

с - коэффициент согласования размерностей, при измерении давления в кгс/см2 принимается равным 3,912×10-2.

Составляющую Авых вычисляют по формуле

Aвых = cQвых,                                                                                     (73)

где Рвых, Qвых - давление и объем отбора газа в конце газопровода, кгс/см2 и млн м3, измеряются.

Составляющую Апост вычисляют по формуле

Апост = ,                                                                             (74)

где I - количество притоков газа;

,  - давление и объем притока газа в точке i-го путевого притока, кгс/см2 и млн м3, измеряют.

Составляющую Аотб вычисляют по формуле

Аотб = ,                                                                          (75)

где J - количество отборов газа;

,  - давление и объем отбора газа в точке j-го путевого отбора, кгс/см2 и млн м3, измеряются.

ЭТТР КС  вычисляется по формуле (62).

Составляющую  вычисляется по формуле

 = ,                                                        (76)

где c1 = 10,138 - коэффициент для согласования размерностей при измерении Р1кц в кгс/см2.

8.2.3 Удельный показатель эффективности использования ТЭР на СТН ГТС , кг у.т./млн м3×км, вычисляется по формуле

.                                                                                    (77)

8.3 Удельный показатель эффективности расхода топливного газа газотранспортной системой

Удельный показатель эффективности расхода топливного газа ГТС , м3/млн м3×км, вычисляется по формуле

,                                                                              (78)

где  - вычисляют по формуле (47);

S1 - количество КЦ с газотурбинными ГПА.

8.4 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на компримирование газа газотранспортной системой

Удельный показатель эффективности использования электроэнергии на компримирование газа в ГТС, кВт×ч/млн м3×км, вычисляется по формуле

,                                                                              (79)

где S2 - количество КЦ с ЭГПА.

8.5 Удельный показатель эффективности расхода газа на собственные технологические нужды газотранспортной системы

Удельный показатель эффективности использования природного газа на СТН ГТС , м3/млн м3×км, вычисляется по формуле

.                                                                                  (80)

8.6 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на собственные технологические нужды газотранспортной системы

Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН ГТС , кВт×ч/млн м3×км, вычисляется по формуле

.                                                                                  (81)

8.7 Удельный показатель энергоэффективности линейного участка

Удельный показатель энергоэффективности линейного участка Элу, млн м3×км/км, вычисляется по формуле

,                                                                                            (82)

где lлу - длина линейного участка, км;

 - ЭТТР линейного участка, млн м3×км, вычисляемая по формуле

 = cQлу,                                                                          (83)

Рн, Рк - давление в начале и конце линейного участка, кгс/см2;

Qлу - объем газа, транспортируемого по линейному участку за расчетный период времени, млн м3.

8.8 Удельный расход газа на собственные технологические нужды газотранспортной системы

Удельный расход газа на СТН ГТС , м3/млн м3×км, вычисляется по формуле

,                                                                                    (84)

где  - товаротранспортная работа ГТС, млрд м3×км, вычисляемая по формуле

,                                                                                      (85)

Qi - объем газа, транспортируемого по i-му участку ГТС, млрд м3; при расчете используются данные ПДС;

F - количество линейных участков.

Пример расчета и оценки системных показателей энергоэффективности ГТС представлен в приложении Д.

9 Требования к точности расчета показателей энергоэффективности

9.1 Порядок расчета погрешностей показателей энергоэффективности

9.1.1 В общем виде формулы расчета показателей энергоэффективности представляют в виде функциональной зависимости

У = Р(х1, х2 ... хn),                                                                                    (86),

где У - показатель энергоэффективности;

х1, х2 ... хn - входящие в формулу параметры (расход газа, механическая мощность, давление, температура, количество электрической энергии, электрическая мощность и др.).

Параметры измеряются или рассчитываются по определенным зависимостям. Погрешности результатов измерений или расчетов параметров вызваны инструментальными или методическими погрешностями.

9.1.2 Порядок оценки погрешностей результатов расчетов показателей энергоэффективности согласно РМГ 43-2001 [6] состоит в следующем:

- проводится анализ уравнений измерения (расчетных формул);

- выявляются все источники погрешностей (неопределенностей) измерений (расчета) и производится их количественное оценивание;

- вводятся поправки на систематические погрешности (эффекты), которые можно исключить.

9.1.3 В качестве характеристики оценки погрешности расчёта показателя энергоэффективности используется суммарное среднеквадратическое отклонение (СКО), Sy, характеризующее случайные погрешности результатов измерений (расчета) параметров, входящих в формулу расчета показателя.

Считая, что случайные погрешности параметров распределены по нормальному закону и не коррелированны между собой; СКО оценки погрешности показателя энергоэффективности определяют согласно РМГ 43-2001 [6] по формуле

,                                                                    (87)

где  - i-й коэффициент влияния, рассчитываемый при номинальных значениях входящих в него величин;

s[xi] - i-е СКО оценки параметров, входящих в формулу (86).

9.1.4 СИ должны быть из числа внесенных в Государственный реестр средств измерений, допущенных к применению в Российской Федерации, и иметь действующие свидетельства о проверке.

9.2 Пример оценки среднеквадратичной погрешности расчета показателей энергоэффективности

9.2.1 Расчет СКО оценки погрешности расчета коэффициента полезного действия ГПА.

Формула расчета показателя энергоэффективности ГПА имеет следующий вид:

hГГПА = hс×hпол.

СКО оценки относительной погрешности расчета КПД ГГПА  согласно формуле (87) равно

,                                                           (88)

где s[dhе] - СКО относительной погрешности расчета КПД ГТУ;

s[dhпол] - СКО относительной погрешности расчета КПД ЦБН.

К точности результатов измерений и расчета параметров, входящих в формулу (88) предъявляют следующие требования:

- СКО относительной погрешности оценки КПД нагнетателя - не более ±3%;

- СКО относительной погрешности измерения расхода газа через нагнетатель - не более ±4%;

- СКО относительной погрешности оценки мощности на муфте ГПА - не более ±5%;

- СКО относительной погрешности измерения расхода топливного газа ГТУ - не более ±3,5%.

С учетом этих требований СКО оценки относительной погрешности расчета КПД ГГПА будет равно или меньше

 ± 6,8%.                                                                                   (89)

9.2.2 Расчет оценки СКО погрешности удельного расхода топливного газа КЦ.

Формула расчета показателя энергоэффективности КЦ имеет следующий вид:

.

СКО оценки относительной погрешности расчета удельного расхода топливного газа КЦ  согласно формуле (87) равно

,                                                            (90)

где s - СКО относительной погрешности измерения расхода топливного газа КЦ;

s - СКО относительной погрешности расчета политропной работы сжатия КЦ.

Расход топливного газа измеряется с помощью СИ в соответствии с ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2, ГОСТ 8.563.3. Считают, что входящая в выражение (90) погрешность измерения расхода топливного газа КЦ  обусловлена случайными погрешностями измерений.

Требования к точности измерений расхода топливного газа КЦ формируются на основе класса точности современных технических СИ расхода газа - величина СКО относительной погрешности измерения расхода топливного газа КЦ не должна превышать s± 2,5%.

Относительная погрешность расчета политропной работы КЦ dLкц с учетом формулы (35) вычисляется по формуле

dLкц = dQкц + dz1кц + dT1кц + 0,3(dP2 - dP1),                                            (91)

где dQкц - относительная погрешность измерения расхода газа, транспортируемого КЦ;

dz1кц - относительная погрешность расчета коэффициента сжимаемости газа на входе в КЦ;

dT1кц - относительная погрешность измерения температуры газа на входе в КЦ;

dP1, dP2 - относительные погрешности измерения давления газа на входе и выходе КЦ.

Слагаемые, входящие в выражение (91), обусловлены случайными погрешностями измерений и расчета соответствующих величин. СКО оценки относительной погрешности расчета политропной работы КЦ определяется по формуле

s,               (92)

где , , , ,  - СКО относительной погрешности измерений и расчета соответствующих величин.

Требования к точности измерений и расчета входящих в выражение (92) параметров:

- СКО относительной погрешности результата измерения расхода газа, транспортируемого КЦ  ± 5%;

- СКО относительной погрешности расчета коэффициента сжимаемости газа  ±1%;

- СКО относительной погрешности результата измерения температуры газа на входе в КЦ ;

- СКО относительной погрешности результата измерения давления газа на входе и выходе из КЦ ,  ±1%.

Расход газа, транспортируемого КЦ, рассчитывается на основе измерений перепада давления на входных устройствах (конфузоров) нагнетателей с помощью нестандартных сужающих устройств согласно ГОСТ 8.563.2. С учетом их поверки в соответствии с [6] величина  не должна превышать ±5%.

Примечание - При отсутствии измерений расхода газа через ЦБН по конфузору можно определять расход транспортируемого газа КЦ косвенным методом, используя характеристику ЦБН "приведенная относительная внутренняя мощность - приведенная объемная производительность" в соответствии с "Инструкцией по определению производительности центробежных нагнетателей, компрессорных цехов и станций [7] и "Каталогом газодинамических характеристик ЦБК природного газа" [8].

Величина СКО оценки относительной погрешности расчета удельного расхода топливного газа КЦ не должна превышать ± 5,8%.

Инструментальные измерения в КЦ являются базовыми, поскольку включают получение необходимых параметров для оценки энергоэффективности ГПА, КЦ, КС. Требования к точности расчетов должны обеспечиваться СИ, представленными в таблице Ж.1 (приложение Ж).

9.2.3 Аналогичным способом рассчитывают оценки погрешности показателей энергоэффективности КЦ, расчет которых представлен в формулах (27), (37), (39), (40), (41), (49), (50).

Требования к точности расчета показателей энергоэффективности ГПА, КЦ представлены в таблице 9.1.

9.2.4 Оценка погрешностей показателей энергоэффективности КС, ГТС определяется на основе формулы (87) с учетом требований к погрешностям СИ технического учета расхода газа и электроэнергии на СТН входящих в них технологических объектов.

Таблица 9.1

Требования к точности расчета показателей энергоэффективности ГПА, КЦ

Показатель энергоэффективности

Обозначение

Требования к СКО оценки относительной погрешности показателей энергоэффективности, Sy, %

Требования к СКО оценки относительной погрешности расчета параметров, %

Примечание

1 Коэффициент полезного действия ГПА

hГГПА

±5,3¸6,8

КПД ЦБН - не более ±3,0

КПД газотурбинной установки - не более ±6,0

Требования к точностным характеристикам СИ представлены в приложении Ж

hЭГПА

±3,2¸3,6

КПД ЦБН - не более ±3,0

КПД электродвигателя - не более ±2,0

2 Коэффициент полезного действия КЦ

hкц

Не более ±6,5

Эксплуатационный КПД ЦБН - не более ±4,0

Коэффициент рециркуляции - не более ±5,0

Коэффициент гидравлических сопротивлений обвязки - не более ±1,0

 

3 Удельный расход топливного газа КЦ

Не более ±5,8

Расход топливного газа КЦ - не более ±2,5

Расход транспортируемого газа КЦ - не более ±5,0

Коэффициент сжимаемости газа на входе в КЦ - не более ±1,0

Температура газа на входе в КЦ - не более ±1,0

Давление газа на входе и выходе в КЦ - не более ±1,0

Точностные характеристики СИ - в соответствии с технической документацией. Требования по поверке СИ в соответствии с [9]

4 Удельный расход газа на прочие технологические нужды КЦ

Не более ±7,2

Расход газа на прочие технологические нужды КЦ - не более ±5,0

Расход газа на прочие технологические нужды КЦ должен рассчитываться согласно методике, утвержденной в дочернем обществе

5 Удельные потери природного газа КЦ

Не более ±10,1

Технологические потери газа КЦ - не более ±10

Точностные характеристики СИ - в соответствии с требованиями, указанными в [2]

6 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа КЦ

Не более ±5,6

Расход электроэнергии на компримирование - не более ±2,0

Расход электроэнергии на компримирование измеряют с помощью СИ технического учета. Точностные характеристики СИ - в соответствии с требованиями ПУЭ-2002 (глава 1.5) [10]

7 Удельный расход ТЭРКЦ

Не более ±6,7

Расход газа на СТН КЦ - не более ±3,0

Расход электроэнергии на СТН КЦ - не более ±3,0

Расход электроэнергии на СТН КЦ осуществляют с помощью СИ технического учета. Точностные характеристики СИ - в соответствии с требованиями ПУЭ-2002 (глава 1.5) [10]

8 Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН КЦ

Не более ±6,3

Расход газа на СТН КЦ - не более ±3,0

 

9 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН КЦ

Не более ±6,3

Расход электроэнергии на СТН КЦ - не более ±3,0

 

10 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КЦ

Не более ±6,9

Расход газа на СТН КЦ - не более ±3,0

Расход электроэнергии на СТН КЦ - не более ±3,0

 

Приложение А
(рекомендуемое)

Справочные данные по характеристикам газоперекачивающих агрегатов

Таблица А.1

Основные технические характеристики электроприводных ГПА

Наименование показателя

Единица измерения

Тип электроприводного агрегата

АЗ-4500-1500

СТМ-4000

СТД-4000

ЭГПА-Ц-6,3

СГД-12500

СДГ-, СДГМ-12500

ЭГПА-25Р

Номинальная мощность электродвигателя

кВт

4500

4000

4000

6300

12500

12500

25000

Частота вращения ротора электродвигателя

мин-1

3000

3000

3000

3000

3000

3000

2900-3700

Масса электродвигателя

кг

26800

20000

12920

21950

29500

36000

80400

Тип ЦБН

-

280-11-1

280-11-6

280-11-6

НЦ-6,3/

125-2,2

370-18-2

(235-21-3)

285-22-1

650-12-1

Частота вращения ротора компрессора

мин-1

7950

7980

7980

7970

4800

5000

3700

Давление на входе в ЦБН

ата

45,0

45,0

45,0

56,8

62,0

(50,7)

50,7

52,8

Давление на выходе из ЦБН

ата

56,0

56,0

56,0

125,0

76,0

(76,0)

76,0

76,0

Коммерческая производительность

млн м3/сутки

13,0

13,0

13,0

4,5

37,0

21,9

46,0

Политропный КПД

%

84,0

84,0

84,0

73,0

84,0

84,0

82,0

КПД электродвигателя

%

97,4

97,5

97,5

97,5

97,9

97,8

96,5

КПД редуктора

%

98,0

98,0

98,0

98,0

98,0

98,0

98,0

Таблица А.2

Номинальные параметры газотурбинных ГПА

Тип ГПА

Номинальная мощность ГТУ,  кВт

Номинальный КПДГТУ,

ГТ-700-5

4250

0,250

ГТК-5

4400

0,260

Таурус-60

5100

0,320

ГТ-6-750 (ГТН-6)

6000(6300)

0,240

ГТ-750-6

6000

0,270

ГТ-750-6М

6000

0,300

ГПА-Ц-6,3

6300

0,240

ГПА-Ц-6,3А

6300

0,300

ГПА-Ц-6,3Б

6300

0,290

ГПА-Ц-8Б

8000

0,300

ГПА-Ц-6,3С

6300

0,305

ГТК-10

10000

0,290

ГТК-10М

10000

0,320

ГПУ-10

10000

0,276

ГТК-10И

10300

0,259

ГТК-10ИР

9500

0,330

ГПА-10 Урал

10000

0,340

Коберра-182

12900

0,275

ГПА-12 Урал, ГПА-12Р Урал

12000

0,340

ГПА-16 Урал, ГПА-16Р Урал

16000

0,363

ГТН-16

16000

0,290

ГТН-16М1

16000

0,310

ГТНР-16

16000

0,330

ГПА-Ц-16

16000

0,274

ГПА-Ц-18

18000

0,294

ГПА-16МЖ

16000

0,300

ГПА-16МГ, ГПА-Ц-16С

16000

0,340

ПЖТ-21С, ГПА-Ц-16АЛ

16000

0,355

ГПА-16 Волга

16000

0,365

ГТН-25

27500

0,281

ГТН-25-1

25000

0,320

ГТК-25И

23900

0,278

ГТК-25ИР

22200

0,345

ГТНР-25И(В)

22200

0,347

ГТНР-25И(С)

24600

0,354

ГПА-Ц-25

25000

0,345

ГПА-25 Урал

25000

0,394

Приложение Б
(рекомендуемое)

Пример расчета и анализа показателей энергоэффективности газоперекачивающего агрегата

Пример расчета показателей оценки энергоэффективности ГПА представлен в таблицах Б.1, Б.2, Б.3.

В таблице Б.1 приведены основные измеренные параметры, необходимые для определения показателей энергоэффективности ГПА.

Расчетные формулы и результаты расчета теплотехнических и газодинамических параметров газотурбинных ГПА представлены в таблице Б.2.

Расход компримируемого газа определен по перепаду давления на конфузорах нагнетателей и параметрам газа на входе нагнетателей.

Расход топливного газа определен с помощью нормальных диафрагм, установленных на топливном коллекторе каждого ГПА. Расчет характеристик диафрагм и расхода топливного газа выполнен в соответствии с ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2, ГОСТ 8.563.3.

Физические константы природного газа рассчитаны по его химическому составу. Эффективная мощность газотурбинного привода определена по параметрам компримируемого газа, а эффективный КПД - по расходу топливного газа согласно формуле (2).

Номинальные значения мощности и эффективного КПД ГТУ определяются при номинальном значении параметра, задействованного в автоматической защите агрегата (в данном случае - частота вращения компрессора низкого давления).

Показатели ГТУ определены для станционных условий (при фактических сопротивлениях всасывающего и выхлопного трактов) и стандартных условий атмосферного воздуха а = 101,32 кПа, Та =288 К).

Результаты расчета показателей энергоэффективности и технического состояния ГПА представлены в таблице Б.3. Анализ результатов измерений и расчетов показывает, что фактические показатели ГТУ по мощности и КПД ниже их паспортных (номинальных) значений. Ограничение загрузки ГТУ по мощности связано с ограничением по частоте вращения компрессора низкого давления.

Эффективная мощность ГТУ агрегатов находится в пределах от 12,1 до 12,2 МВт. Коэффициенты технического состояния ГТУ по мощности находятся в пределах 0,71¸0,79.

Таблица Б.1

Измеряемые параметры ГПА в КЦ

Наименование параметра

Обозначение

Ед. изм.

По агрегатам (станционный номер/тип привода)

1

2

3

4

ГПА-Ц-18

ГПА-Ц-18

ГПА-Ц-16

ГПА-Ц-18

1 Барометрическое давление

В

МПа

0,099

2 Температура на входе в ОК

t3

°С

8,4

6,8

8,5

8,0

3 Давление газа на входе в нагнетатель

Р

кг/см2

54,20

54,45

54,60

54,20

4 Давление газа на выходе из нагнетателя

Р

кг/см2

72,00

72,30

72,40

71,90

5 Температура газа на входе в нагнетатель

t

°С

18,9

19,0

18,8

18,9

6 Температура газа на выходе из нагнетателя

t

°С

43,8

44,0

43,5

43,6

7 Перепад давлений на конфузоре нагнетателя

DРк

кг/м2

2795

2735

2785

2868

8 Частота вращения ротора КНД

nкнд

1/мин

5150

5210

5150

5200

ротора КВД

nквд

1/мин

6583

6620

6545

6640

ротора СТ

nст

1/мин

4505

4510

4495

4500

9 Давление топливного газа

Ртг

кг/см2

23,17

23,22

23,25

23,19

10 Температура топливного газа

tтг

°С

20,95

20,92

20,67

20,50

11 Перепад на диафрагме топливного газа

DРтг

кг/м2

4594

4556

4729

5006

12 Температура газа перед силовой турбиной

tст

°С

524

519

541

532

13 Газовая постоянная

R

кДж/кг×К

0,5089

0,5089

0,5089

0,5089

14 Относительная плотность газа по воздуху

Dв

-

0,5654

0,5654

0,5654

0,5654

15 Объемная теплотворная способность (Т = 293,15 К)

кДж/м3

33459

33459

33459

33459

16 Массовая теплотворная способность

кДж/кг

49137

49137

49137

49137

17 Плотность газа (при 20 °С и 0,1013 МПа)

r0

кг/м2

0,6809

0,6809

0,6809

0,6809

Примечание - КНД - компрессор низкого давления; КВД - компрессор высокого давления; СТ - силовая турбина; ОК - осевой компрессор.

Таблица Б.2

Результаты расчета показателей энергоэффективности ГПА

Наименование параметра

Обозначение

Ед. изм.

Формула, источник

Станционный номер агрегата

1

2

3

4

1 Температура воздуха на входе в ОК

Т3

К

t3 + 273,1

281,5

279,9

281,6

281,1

2 Давление газа на входе в нагнетатель

Р

МПа

×0,09806 + B×10-3

5,414

5,437

5,452

5,415

3 Давление газа на выходе из нагнетателя

Р

МПа

×0,09806 + B×10-3

7,158

7,187

7,197

7,146

4 Температура газа на входе в нагнетатель

Т

К

t + 273,1

292,0

292,1

291,9

292,0

5 Температура газа на выходе из нагнетателя

Т

К

t + 273,1

316,9

317,1

316,6

316,7

6 Коэффициент сжимаемости на входе в нагнетатель

z

-

Формула (11)

0,8984

0,8982

0,8976

0,8984

7 Коэффициент сжимаемости на выходе из нагнетателя

z

-

Формула (12)

0,9056

0,9056

0,9046

0,9054

8 Коэффициент псевдоизоэнтропы

-

Формула (6)

0,2339

 0,2337

0,2346

0,2342

9 Степень повышения давления в нагнетателе

eн

-

Р

1,322

1,322

1,320

1,320

10 Политропный КПД нагнетателя

hпол

-

Формула (13)

0,798

0,794

0,806

0,800

11 Плотность газа на входе в нагнетатель

r

кг/м3

Р×103/z×R×T

40,57

40,74

40,90

40,57

12 Массовый расход газа через нагнетатель

G

кг/с

0,7325

246,6

244,5

247,2

249,9

13 Внутренняя мощность нагнетателя

Ni

кВт

Формула (4)

12060

12016

11970

12110

14 Эффективная мощность ГТУ

Ne

кВт

1,01×Ni

12177

12140

12090

12230

15 Температура топливного газа

Ттг

К

tтг + 273,1

294,05

294,02

293,77

293,60

16 Давление топливного газа

Ртг

МПа

0,09806×Ртг + В×10-3

2,371

2,376

2,379

2,373

17 Коэффициент сжимаемости на входе диафрагмы топливного газа

zтг

-

Формула (11)*

0,9553

0,9552

0,9550

0,9550

18 Плотность топливного газа

rтг

кг/м3

Ртг×103/zтг×R×Tтг

16,59

16,63

16,67

16,64

19 Расход топливного газа

Gтг

кг/с

3,5×10-3´

´(1 - 0,376×DРтгтг)´

´

0,965

0,962

0,981

1,008

20 Эффективный КПД ГТУ

he

-

0,2568

0,2572

0,2511

0,2472

21 Приведенная эффективная мощность ГТУ

кВт

12846

12804

12750

12903

22 Коммерческая производительность ГПА

qн

млн м3/сут

31,36

31,09

31,44

31,78

23 Приведенный объем расхода газа '

м3/мин

429

423

427

435

24 Номинальный КПД ГТУ на режиме испытаний

-

Дроссельные характеристики изготовителя

0,272

0,271

0,266

0,274

25 Номинальный КПД нагнетателя

-

Приведенные характеристики

0,840

0,840

0,840

0,840

_____________

zтг - вычисляют по формуле (11) для исходных данных.

Таблица Б.3

Результаты расчета показателей энергоэффективности и технического состояния ГПА

Показатель

Размерность

ГПА-Ц-18

ГПА-Ц-18

ГПА-Ц-16

ГПА-Ц-18

1 Эффективный КПД ГТУ, hе

-

0,257

0,257

0,251

0,247

2 Политропный КПД нагнетателя, hпол

-

0,795

0,786

0,798

0,798

3 КПД ГПА, Т1ГГПА

-

0,205

0,204

0,202

0,198

4 Коэффициент технического состояния ГТУ по мощности kNe

-

0,714

0,711

0,797

0,717

5 Коэффициент технического состояния ГТУ по топливному газу, kтг

 

0,944

0,949

0,944

0,902

6 Коэффициент технического состояния ЦБН, kн

-

0,950

0,945

0,960

0,952

Эффективный КПД ГТУ агрегатов типа ГПА-Ц-18 находится в пределах 0,247¸0,257. Коэффициенты технического состояния ГТУ по топливному газу находится в пределах 0,902¸0,949.

Для агрегата типа ГПА-Ц-16 эффективный КПД равен 0,251 при kтг = 0,944. Одной из возможных причин снижения показателей ГТУ является загрязнение его проточной части.

Газодинамические показатели ЦБН - удовлетворительны. Режим работы нагнетателей - оптимальный (режимные коэффициенты равны 1,0). Коэффициенты технического состояния ЦБН (kн = 0,95¸0,96) близки к номинальному значению.

Приложение В
(рекомендуемое)

Пример расчета и анализа показателей энергоэффективности компрессорного цеха

В.1 Пример расчета удельного расхода топливного газа КЦ

Пример расчета удельного расхода топливного газа КЦ представлен в таблицах В.1, В.2. В таблице В.1 приведены основные измеренные параметры, необходимые для определения показателей энергоэффективности КЦ. Расчетные формулы и результаты расчета показателей энергоэффективности КЦ представлены в таблице В.2.

Оценка эффективности использования топливного газа была проведена посредством измерений параметров работы ГПА на контрольном режиме с последующим сравнением фактического расхода топливного газа с нормативной величиной.

В качестве контрольного был проведен установившийся и стабильный во времени режим работы цеха по параметрам как ГПА, так и технологического газа.

По данным замеров на контрольном режиме произведен расчет нормативного расхода топливного газа КЦ. Последовательность и пример расчета нормативного расхода топливного газа представлены в таблице В.2. Расчет нормативного расхода топливного газа КЦ выполнен в соответствии с РД 153-39.0-112-2001 [11].

Расход газа, перекачиваемого КЦ, вычислялся по результатам измерений перепада давления на входных устройствах нагнетателей (нестандартных сужающих устройствах - конфузорах), порядок измерений представлен в приложении Б, таблица Б.1.

В.2 Анализ эффективности расхода ТЭР КЦ

Анализ энергоэффективности оборудования КЦ включает:

- анализ влияния технического состояния привода, центробежных нагнетателей и ГПА в целом с оценкой их показателей энергоэффективности и коэффициентов технического состояния по КПД и мощности;

- оценку эффективности режимов компримирования (выбор состава работающих в КЦ ГПА, схемы их включения, распределения нагрузки между ГПА, соответствие СПЧ нагнетателей режимам компримирования, оптимальность режимов байпасирования газа);

- расчет расхода электроэнергии на электропривод ГПА с оценкой соответствия расчетно-нормативным значениям;

- оценку увеличения расхода ТЭР на компримирование при наличии рециркуляции через неплотную запорную арматуру на рециркуляционных контурах;

- расчет расхода газа на прочие технологические нужды основного производства с оценкой соответствия фактических показателей расчетно-нормативным значениям этих показателей;

- оценку технологических потерь газа и электроэнергии с оценкой соответствия их расчетно-нормативным значениям.

Нормы расхода газа и электроэнергии по статьям затрат на СТН КЦ должны быть рассчитаны согласно РД 153-39.0-112-2001, [11], СТО Газпром 3.3-2-001.

Пример оценки энергоэффективности расходования топливного газа КЦ представлен в таблицах В.1, В.2. В результате расчетов, представленных в таблице В.2, получен фактический удельный расход топливного газа, равный 0,542 м3/кВт×ч. Норма расхода топливного газа КЦ равна 0,516 м3/кВт×ч. Отклонение фактического удельного расхода топливного газа КЦ от нормы составило 3,7%. Знак "-" означает экономию топливного газа, которая составила за сутки 19 тыс. м3.

В случае превышения фактического удельного расхода топливного газа над нормативным более чем на 5% необходимо производить дальнейшие испытания и анализ эффективности работы ГТУ и ЦБН.

Пример оценки показателей эффективности КЦ с газотурбинными ГПА представлен в таблицах В.3, В.4.

Проведенный анализ показал, что в КЦ-1 во II и в IVкварталах удельные показатели расхода ТГ превысили норму соответственно на 6,34 и 6,31%, что привело к годовому перерасходу топливного газа, который равен 3,05 и 3,53 млн м3 (таблица В.3). В КЦ-2 удельные показатели расхода ТГ не превысили своего нормативного значения. Удельные расходы газа на прочие технологические нужды в КЦ-1, КЦ-2 ниже нормы, определяемой согласно РД 153-39.0-112-2001 [11]. Удельный расход газа на технологические потери в КЦ-1 составил 0,032 м3/кВт×ч, в КЦ-2 - 0,029 м3/кВт×ч, что превышает значение нормы, равное 0,0035 м3/кВт×ч.

Удельный расход ТЭР в КЦ-2 равен 0,681 кг у.т./кВт×ч, что на 14% меньше по сравнению с КЦ-1, в котором аналогичный показатель равен 0,793 кг у.т./кВт×ч.

Таблица B.1

Исходные данные для расчета показателей энергоэффективности КЦ

Исходные данные

Обозначение

Размерность

Источник информации

Величина

1 Тип нагнетателя

-

-

НЦ-16-76-1,44/5300

-

2 Тип агрегата

-

-

ГПА-Ц-16, ГПА-Ц-18

-

3 Количество установленных ГПА

nуст

ед.

Диспетчерские данные

5

4 Количество работающих ГПА

nр

ед.

Диспетчерские данные

4´1

5 Количество агрегатов, эксплуатирующихся с котлами-утилизаторами

nу

-

Диспетчерские данные

3

6 Номинальная мощность ГПА

кВт

Паспортные данные

16000

(для ГПА-Ц-16)

18000

(для ГПА-Ц-18)

7 Расход перекачиваемого газа КЦ

qкц

млн м3/сут

(таблица Б.1)

125,67

8 Давление на входе в КЦ

Р1ср

МПа

(таблица Б.1)

5,430

9 Давление на выходе из КЦ

Р2ср

МПа

(таблица Б.1)

7,172

10 Температура на входе в КЦ

Т1ср

К

(таблица Б.1)

292,0

11 Температура на выходе из КЦ

Т2ср

К

(таблица Б.1)

316,9

12 Плотность природного газа при 20 °С и 0,1013 МПа

r0

кг/м3

Диспетчерские данные

0,6809

13 Низшая теплота сгорания топливного газа при 20 °С и 101,325 кПа

ккал/м3

Диспетчерские данные

7995

14 Относительная плотность газа по воздуху

Dв

-

Формула (9)

0,5654

15 Температура воздуха на входе в компрессор

t3

°С

(таблица Б.1)

7,9

16 Индивидуальная норма расхода топливного газа

м3/кВт×ч

0,531

17 Фактический расход топливного газа КЦ

млн м3/сут

(таблица Б.1)

0,497

Таблица В.2

Расчет показателей энергоэффективности КЦ

Показатель

Обозначение

Размерность

Источник информации

Величина

1 Коэффициент влияния температуры воздуха на входе компрессора

Ka

-

1,02 + 0,0025-(t3 + 5)

1,040

2 Коэффициент влияния котлов-утилизаторов

Ky

-

1 + 0,025

1,020

3 Норма расхода топливного газа КЦ

м3/кВт×ч

KaKy

0,563

4 Коэффициент сжимаемости газа

z1кц

-

0,898

5 Степень повышения давления газа в КЦ

eкц

-

Р2ср1ср

1,320

6 Политропная работа сжатия КЦ

Lкц

млн кВт×ч

320,25×z1×Т1ср´

´(e0,3-1)qкц×10-6

0,9166

7 Фактический удельный расход ТГ

м3/кВт×ч

0,542

8 Отклонение фактического удельного расхода ТГКЦ от нормы

D

%

-3,7

9 Нормативный расход ТГ

млн м3

×Lкц

0,516

10 Отклонение фактического расхода ТГ КЦ от нормативного

млн м3

-

-0,019

Примечание - Знак "-" означает экономию ТГ.

Таблица В.3

Пример определения показателей энергоэффективности КЦ-1 с газотурбинными ГПА (ГТК-10, 8ГПА)

Показатель

I кв.

II кв.

III кв.

IV кв.

За год

1 Расход газа на СТН КЦ, млн м3 в т.ч.:

49,678

46,646

43,286

53,348

192,959

- топливный газ, млн м3

48,502

44,886

42,136

52,145

187,668

- газ на прочие технологические нужды, млн м3

0,353

0,528

0,345

0,361

1,587

- технологические потери, млн м3

0,824

1,232

0,806

0,842

3,703

2 Расход электроэнергии на СТН КЦ, тыс. кВт×ч, в том числе:

2519,806

2542,436

2441,154

2576,311

10079,707

- на компримирование, тыс. кВт×ч

0

0

0

0

0

- на прочие технологические нужды, тыс. кВт×ч

2519,806

2542,436

2441,154

2576,311

10079,707

3 Политропная работа сжатия КЦ, млн кВт×ч

80,668

66,115

66,255

82,017

281,340

4 Удельный расход топливного газа, кг у.т./кВт×ч

0,685

0,773

0,724

0,724

0,777

5 Удельный расход газа на ПТН КЦ, м3/кВт×ч

0,012

0,018

0,012

0,012

0,014

6 Удельный расход газа на технологические потери КЦ, м3/кВт×ч

0,028

0,042

0,028

0,029

0,032

7 Удельный расход электроэнергии на СТН КЦ, кВт×ч/кВт×ч

0,031

0,049

0,037

0,031

0,036

8 Удельный расход ТЭР на СТН КЦ, кг у.т./кВт×ч

0,711

1,029

0,756

0,751

0,793

9 Норма расхода ТГ КЦ, кг у.т./ кВт×ч

0,685

0,727

0,727

0,681

0,705

10 Норма расхода газа на ПТН КЦ, м3/кВт×ч

0,002

0,002

0,002

0,002

0,002

11 Норма расхода газа на технологические потери КЦ, м3/кВт×ч

0,0035

0,0035

0,0035

0,0035

0,0035

12 Отклонение фактического расхода ТГ КЦ от нормативного, млн м3

0

3,05

-0,18

3,53

6,36

Примечание - Знак "-" означает экономию, "+" - перерасход.

Таблица В.4

Пример определения показателей энергоэффективности КЦ-2 с газотурбинными ГПА (Коберра-182,7 ГПА)

Показатель

I кв.

II кв.

III кв.

IV кв.

За год

1 Расход газа на СТН КЦ, млн м3, в т.ч.:

49,24

40,41

38,10

45,10

172,85

- топливный газ, млн м3

48,06

39,11

36,49

43,75

167,41

- газ на прочие технологические нужды, млн м3

0,35

0,39

0,48

0,41

1,63

- технологические потери, млн м3

0,82

0,92

1,13

0,95

3,81

2 Расход электроэнергии на СТН КЦ, тыс. кВт×ч, в т.ч.:

3277,35

2926,46

3708,14

2005,47

11917,42

- на компримирование, тыс. кВт×ч.

0

0

0

0

0

- на прочие технологические нужды, тыс. кВт×ч

3277,35

2926,46

3708,14

2005,47

11917,42

3 Политропная работа сжатия КЦ, млн кВт×ч

88,521

65,593

60,695

80,724

295,533

4 Удельный расход топливного газа, кг у.т./кВт×ч

0,619

0,679

0,689

0,621

0,647

5 Удельный расход газа на ПТН КЦ, м3/кВт×ч

0,011

0,012

0,015

0,012

0,012

6 Удельный расход газа на технологические потери КЦ, м3/кВт×ч ,

0,025

0,028

0,034

0,029

0,029

7 Удельный расход электроэнергии на СТН КЦ, кВт×ч/кВт×ч

0,0370

0,0446

0,0611

0,0248

0,0403

8 Удельный расход ТЭР на СТН КЦ, кг у.т./кВт×ч

0,646

0,716

0,739

0,648

0,681

9 Норма расхода ТГ КЦ, кг у.т./ кВт×ч

0,667

0,709

0,716

0,679

0,693

10 Норма расхода газа на ПТН КЦ, м3/кВт×ч

0,002

0,002

0,002

0,002

0,002

11 Норма расхода газа на технологические потери КЦ, м3/кВт×ч

0,0035

0,0035

0,0035

0,0035

0,0035

12 Отклонение фактического расхода ТГ КЦ от нормативного, млн м3

-3,9

-1,6

-1,8

-4,8

-12,0

Примечание- Знак "-" означает экономию,"+" - перерасход.

Приложение Г
(рекомендуемое)

Пример расчета и анализа показателей системной энергоэффективности компрессорной станции

Анализ показателей системной энергоэффективности КС состоит в оценке возможности оптимизации распределения нагрузки (производительности) между КЦ на многоцеховых КС. Для этого по результатам расчета показателей энергоэффективности КЦ и коэффициентов техсостояния ГПА (по мощности и КПД) определяется возможность догрузки более экономичных цехов при соответствующей разгрузке менее экономичных.

В таблице Г.1 приведены основные измеренные параметры, необходимые для определения показателей системной энергоэффективности КС. Результаты расчета показателей энергоэффективности КС представлены в таблице Г.2.

Таблица Г.1

Исходные данные для расчета показателей энергоэффективности КС

Исходные данные

Обозначение

Размерность

Величина

КЦ № 1

КЦ № 2

1 Тип агрегата

 

 

Коберра-182

ГТК-10

2 Количество работающих ГПА

np

ед.

7

8

3 Расход перекачиваемого газа КЦ

qкц

млн м3/сут

35481,9

36943,5

4 Давление на входе в КЦ

Р1кц

ата

53,80

53,70

5 Давление на выходе из КЦ

Р2кц

ата

74,68

74,43

6 Температура на входе в КЦ

Т1кц

К

283,20

283,25

7 Низшая теплота сгорания топливного газа при 20 °С и 101,325 кПа

ккал/м3

7998,3

7998,3

8 Коэффициент сжимаемости газа

z1кц

-

0,879

0,883

9 Расход электроэнергии на собственные технологические нужды КЦ

тыс. кВт×ч

11917,42

7426,73

10 Расход газа на собственные технологические нужды КЦ

млн м3

172,850

181,317

Таблица Г.2

Расчет показателей системной энергоэффективности КС

Показатель

Обозначение

Размерность

Источник информации

Величина

КЦ № 1

КЦ № 2

1 Потери давления в коммуникациях КЦ

vкц

-

Формула (48)

0,963

0,921

2 Расход ТЭР на собственные технологические нужды КЦ

т ут.

Формула (42)

201371

209587

3 Эквивалентная товаротранспортная работа КЦ

млн м3×км

Формула (47)

3735721

3665418

4 Удельный показатель эффективности расхода ТЭРКЦ

кг у.т./млн м3×км

Формула (50)

53,9

57,2

S Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КС

кг у.т./млн м3×км

Формула (62)

55,53

По результатам расчета показателей энергоэффективности КС (таблица Г.2) видно, что удельный показатель эффективности расхода ТЭР КЦ № 2 (57,2) превышает аналогичный показатель КЦ № 1 (53,9) на 6%. Это свидетельствует о более низком энергетическом вкладе КЦ № 1 в энергоэффективность КС. Этот вывод полностью совпадает с аналогичным анализом для локальных показателей энергоэффективности, приведенных для этих же КЦ в таблицах В.3, В.4.

Приложение Д
(рекомендуемое)

Пример определения и анализа показателей системной энергоэффективности газотранспортной системы

В таблице Д.1 приведены основные параметры, необходимые для определения показателей системной энергоэффективности ГТС. В качестве примера рассмотрена условная ГТС с 5 КС, работающими в одном гидравлическом режиме с одним притоком и одним отбором газового потока. Каждая компрессорная станция состоит из одного компрессорного цеха.

Исходные параметры для расчета:

Qкц - объем перекачиваемого газа КС (КЦ);

Р1кц, Р2кц - давление на входе и выходе из КЦ

Т1кц - температура на входе в КЦ;

vкц - коэффициент потерь давления в коммуникациях КЦ;

z1кц - коэффициент сжимаемости газа по условиям входа в КЦ;

 - расход электроэнергии на СТН КС;

 - расход газа на СТН КС;

 - суммарный расход ТЭР на СТН КС.

Расчетный период - год.

В таблице Д.2 приведен пример расчета показателей энергоэффективности ГТС в соответствии с формулами, представленными в разделе 8.

Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН ГТС за расчетный период равен 47,3 м3/млн м3×км.

Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН ГТС за расчетный период равен 2,3 кВт×ч/млн м3×км.

Удельный показатель эффективности расхода ТЭР ГТС за расчетный период равен 54,6 кг у.т./млн м3×км.

Для оценки энергетического вклада КС в суммарные энергозатраты ГТС рассчитываются показатели системной энергетической эффективности расхода ТЭР КС.

С помощью представленных в таблице Д.3 показателей энергоэффективности проводят анализ энергоэффективности распределения нагрузки между КС ГТС.

Возможность перераспределения нагрузки в цепочке КС рассматривается с целью:

- повысить загрузку более энергоэффективных КС за счет разгрузки менее энергоэффективных;

- повысить выходные давления КС на "энергетических узких местах".

Таблица Д.1

Исходные данные для расчета показателей системной энергоэффективности ГТС

Наименование объекта ГТС

Qкц

Р1кц

Р2кц

Т1кц

vкц

z1кц

млн м3

кгс/см2

кгс/см2

К

-

-

тыс. кВт×ч

тыс. м3

т у.т.

Вход

7562,900

 

 

 

 

 

 

 

 

Приток

800,000

 

 

 

 

 

 

 

 

КС № 1

8335,600

66,894

85,024

288,800

0,889

0,870

1323,0

25108,0

29053,1

КС № 2

8308,300

62,611

84,902

286,700

0,915

0,875

1320,0

29292,0

33821,9

КС № 3

8290,100

65,874

83,597

288,500

0,880

0,871

1315,0

24815,0

28716,5

КС № 4

8253,700

64,650

85,014

288,300

0,901

0,873

1310,0

29149,0

33655,6

КС № 5

8226,400

66,180

85,177

290,800

0,886

0,874

1305,0

26418,0

30540,6

Выход

8192,730

 

 

 

 

 

 

 

 

Отбор

36,400

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица Д.2

Расчет показателей энергоэффективности ГТС

Показатель

Обозначение

Размерность величин

Источник информации

КС № 1

КС № 2

КС № 3

КС № 4

КС № 5

ГТС

1 ЭТТР входа

Авх

млрд м3×км

формула (72)

 

-

 

 

 

2211,4

2 ЭТТР КС

млрд м3×км

формула (62)

817,9

1010,2

779,7

912,9

835,9

 

3 ЭТТР собственных технологических нужд КС

млрд м3×км

формула (76)

3,9

4,1

3,8

4,3

4,0

 

4 ЭТТР выхода

Авых

млрд м3×км

формула (73)

 

 

 

 

 

388,4

5 ЭТТР поступлений газа

Апост

млрд м3×км

формула (74)

 

 

 

 

 

204,9

6 ЭТТР отборов газа

Аотб

млрд м3×км

формула (75)

 

 

 

 

-

17,3

7 ЭТТРГ ТС

млрд м3×км

формула (71)

 

 

 

 

 

2851,7

8 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КС

кг у.т/млрд м3×км

формула (61)

35,5

33,5

36,8

36,9

36,5

35,8

9 Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН ГТС

м3/млн м3×км

формула (80)

-

 

 

 

 

47,3

10 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН ГТС

кВт×ч/млн м3×км

формула (81)

 

 

 

 

 

2,3

11 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР ГТС

кг у.т./млн м3×км

формула (77)

 

 

 

 

 

54,6

Таблица Д.3

Показатели системной энергоэффективности КС

Удельный показатель эффективности расхода ТЭРКС

Единица измерения

КС-2

КС-1

КС-5

КС-3

КС-4

Средний по ГТС

кг у.т./млн м3×км

33,5

35,5

36,5

36,8

36,9

35,8

Наиболее эффективный расход ТЭР в КС-2 - 33,5, наименее эффективный в КС-4 - 36,9 (таблица Д.3).

В представленном примере три КС: КС-3, КС-4 и КС-5 имеют показатели энергоэффективности более высокие, чем средний по КС (35,8). Поэтому эти КС являются объектами дальнейших обследований для снижения их энергозатрат.

Приложение Е
(рекомендуемое)

Эквивалентная товаротранспортная работа как показатель объема производства в магистральном транспорте газа

Е.1 Эквивалентная товаротранспортная работа участка газопровода

Для анализа энергозатрат КС и линейной части газопроводов в работе "Интенсификация магистрального транспорта газа" [11] была предложена эквивалентная товаротранспортная работа (ЭТТР) Аэттр, которая в физическом смысле не является работой, но служит косвенно показателем объема производства в магистральном транспорте газа.

Понятие ЭТТР основано на хорошо известной и регламентированной нормами технологического проектирования формуле для гидравлического расчета линейного участка газопровода при стационарном квазиизотермическом режиме.

Пропускную способность на участке газопровода q, млн м3/сут (при 293,15 К и 0,1013 МПа) вычисляют согласно СТО Газпром 2-3.5-051:

,                                                            (Е.1)

где Dв - относительная плотность газа по воздуху;

D - внутренний диаметр газопровода, мм;

Тср - средняя температура газа на участке, К;

zср - средний на участке коэффициент сжимаемости газа;

L - длина участка, км;

l - коэффициент гидравлического сопротивления;

Рн, Рк - давление газа в начале и конце участка, кгс/см2.

Из формулы (Е. 1) можно выразить длину участка L, км

.                                                           (Е.2)

Имеется реальный участок газопровода с параметрами q, D, Dв, l, Тср, zср, L. Этому участку можно поставить в соответствие некоторый эквивалентный участок длиной L с параметрами q0, D0, Е0, Dв0, Тср0, zср0, l0, таким образом, чтобы на эталонном участке был такой же перепад квадратов давлений, как на реальном участке.

Введем понятие "эквивалентной" длины участка:

L = c×.                                                                                      (E.3)

где Рн, Рк - фактическое начальное и конечное давление газа на реальном участке, кгс/см2;

с - коэффициент для согласования размерностей, который вычисляют по формуле

.                                                                         (Е.4)

Выберем следующие параметры эквивалентного участка:

D0 = 1388 мм; Dв0 = 0,6; Тср0 = 288 К; zср0 = 0,9; q0 = 100 млн м3/сут; l0 = 0,009.

При этом получим: с = 3,912×10-2 при Рн, Рк кгс.

С учетом того, что энергозатраты на компенсацию перепадов давлений на реальном и эквивалентном участках будут одинаковыми, эквивалентная товаротранспортная работа на реальном участке может быть вычислена по формуле

Аэттр = Lэ×Q = c××Q,                                                                  (Е.5)

где Q - фактический объем транспортируемого газа по реальному участку, млн м3.

Е.2 Эквивалентная товаротранспортная работа газотранспортной системы

Эквивалентная товаротранспортная работа ГТС , млрд м3×км вычисляется как сумма ЭТТР по линейным участкам:

.                                               (Е.6)

ЭТТР с точностью до множителя является обобщенным потоком P2Q, по которому ведется поузловой энергетический баланс для газотранспортной системы любой конфигурации.

Для однониточного газопровода, имеющего R компрессорных станций, I притоков и J отборов газа (Е.6), ЭТТР представим в виде

,  (Е.7)

где Рвх; Рвых - давление газа на входе и выходе ГТС;

Р1кц, Р2кц - давление газа на входе и выходе из КЦ;

Рпр, Pотб - давление газа, поступаемого от других и отдаваемого другим газопроводам;

Qвх, Qвых - объемы газа, транспортируемые на входе и выходе ГТС;

 - объем газа, расходуемого на СТН компрессорного цеха;

Qпр, Qотб - объем газа, поступаемого от других и отдаваемого другим газопроводам;

с1 = 10,138 - коэффициент для согласования размерностей при измерении давления в кгс/см2.

Приложение Ж
(рекомендуемое)

Измеряемые технологические параметры компрессорного цеха

Таблица Ж.1

Измеряемая величина

Наименование датчиков

Примечание

Точка измерения и наименование параметра

Единица измерения

Диапазон измерения

Класс точности, цена деления, погрешность измерения

1 Узел подключения

На входе в КЦ

На каждом шлейфе перед байпасом КЦ

1.1 Температура технологического газа

°С

от -20 до +50

Кл. 0,5

Термодатчик Термокарман

Термометр лабораторный

1.2 Давление технологического газа (избыточное)

МПа

от 0 до 5,9

Кл. 0,4

Датчик давления Манометр образцовый

Местное измерение

На выходе из КЦ

На каждом шлейфе после байпаса КЦ

1.3 Температура технологического газа

°С

от -20

до +100

Кл. 0,5

Термодатчик Термокарман

Местное измерение

1.4 Давление технологического газа (избыточное)

МПа

от 0 до 7,5

Кл. 0,4

Датчик давления Манометр образцовый

 

2 Газоперекачивающие агрегаты

2.1 Нагнетатель

2.1.1 Температура технологического газа на входе в нагнетатель

°С

от -20 до +50

0,2

Термодатчик Термокарман.

Термометр лабораторный

2.1.2 Давление технологического газа на входе в нагнетатель (избыточное)

МПа

от 0 до 5,9

Кл. 0,4

Датчик давления Манометр образцовый

Местное измерение

2.1.3 Давление технологического газа на выходе из нагнетателя (избыточное)

МПа

от 0 до 7,5

Кл. 0,4

Датчик давления

Манометр образцовый

Местное измерение

2.1.4 Температура технологического газа на выходе из нагнетателя

°С

от -20 до +100

0,2

Термодатчик Термокарман

Термометр лабораторный

2.1.5 Частота вращения ротора нагнетателя

об/мин

от 0 до 10000

20

Частотомер

САУ агрегата

2.2 Газотурбинная установка ГТУ

2.2.1 Температура воздуха на входе ГТУ

°С

от -30 до +50

0,5

Термодатчик Термометр лабораторный

САУ агрегата Местное измерение

2.2.2 Температура газа за силовой турбиной

°С

от 0 до 1000

0,5

Термопара со вторичным прибором

САУ агрегата

2.2.3 Частота вращения роторов КНД и КВД

об/мин

от 0 до 10000

20

Частотомеры

САУ агрегата

2.2.4 Давление воздуха за компрессором ГТУ (избыточное)

МПа

от 0 до 2,5

Кл. 0,4

Датчик давления. Манометр образцовый

Местное измерение

2.3 Топливный газ

2.3.1 Давление топливного газа (избыточное)

МПа

от 0 до 4,0

Кл. 0,4

Датчик давления. Манометр образцовый

Местное измерение

2.3.2 Температура топливного газа

°С

от 0 до 50

0,5

Термодатчик Термокарман

Термометр лабораторный

2.3.3 Перепад давления на расходомерном устройстве

МПа

от 0 до 0,1

±0,5%

Датчик перепада давлений

 

3 Атмосферный воздух

3.1 Температура атмосферного воздуха

°С

от -50 до +50

0,5

Термодатчик Термометр лабораторный

САУ агрегата Местное измерение

3.2 Барометрическое давление

МПа

от 0 до 0,11

Кл. 0,002

Барометр-анероид

Метеостанция

Библиография

[1]

Методические указания ОАО "Газпром" ПР 51-31323949-43-99 Методические указания по проведению теплотехнических и газодинамических расчетов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов

[2]

Руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.13-040 Методика по проведению замеров объемов утечек метана на предприятиях ОАО "Газпром"

[3]

Методика расчета нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде (утверждена приказом Минпромэнерго России № 267 от 4.10.2005)

[4]

Методика определения расхода природного газа на собственные технологические нужды линейной части магистрального газопровода, ГРС и ГИС (утверждена начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа Б.В. Будзуляком 26.12.2003 г.)

[5]

Инструкция о порядке составления отчета о поставке продукции по форме № 1-пс (газ) (утв. ЦСУ СССР 12.06.86 № 924/10)

[6]

Рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 43-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Применение "Руководства по выражению неопределенности измерений"

[7]

Инструкция по определению производительности центробежных нагнетателей, компрессорных цехов и станций (утверждена начальником Управления по транспортировке и поставкам газа В.М. Курченковым, Мингазпром, 18.07.1985)

[8]

Каталог газодинамических характеристик ЦБК природного газа (утвержден генеральным директором ООО "ВНИИГАЗ", 2005)

[9]

Инструкция по тарировке входных устройств центробежных нагнетателей (компрессоров) на компрессорных станциях (утверждена генеральным директором ООО "ВНИИГАЗ", 2002)

[10]

Правила устройства электроустановок (утверждены министром энергетики Российской Федерации, приказ № 204 от 08.07.2002)

[11]

Руководящий документ ОАО "Газпром" РД 153-39.0-112-2001 Методика определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа

[12]

З.Т. Галиуллин, Е.В. Леонтьев "Интенсификация магистрального транспорта газа". М.: Недра, 1991

 

Ключевые слова: энергоаудит, показатели энергоэффективности, нормативный расход энергоресурсов, компрессорный цех, компрессорная станция, газотранспортная система

 

 >>>  ПОИСК ДОКУМЕНТОВ  
  Дополнительные материалы  [ − свернуть ]  
Утвержден: Правление НТО бумдревпром (02.09.1994)
Дата введения: 1 ноября 1994 г.
скачать бесплатно СТО БДП 4-94 "Здания малоэтажные жилые. Общие требования обеспечения энергоэффективности"
Утвержден: ОАО "Газпром" (22.09.2005)
Дата введения: 10 ноября 2005 г.
скачать бесплатно СТО Газпром 2-3.5-041-2005 "Каталог шумовых характеристик газотранспортного оборудования"

    6 И Фото: дом 6х9 из бруса 106.7 2 1 Дом 6х9 из бруса

    ДКБ 140-1 Фото: двухэтажный дом из клееного бруса с террасой 164.2 4 2 Двухэтажный дом из клееного бруса с террасой

    Клён Фото: дом 4 на 5 из бруса 32 1 Дом 4 на 5 из бруса

    Д16 Фото: дом 6х6 с крыльцом 1х2 и мансардным этажом 55.62 2 Дом 6х6 с крыльцом 1х2 и мансардным этажом

    КД-45 Фото: жилой каркасный дом по канадской технологии, с гаражом 181 3 2 1 Жилой каркасный дом по канадской технологии, с гаражом


 Рейтинг@Mail.ru   По вопросам работы сайта и сотрудничества обращайтесь к администратору adm@stroyplan.ru.
При использовании материалов портала - ccылка, доступная для индексации, на сайт обязательна.
© 2006-2016 "СТРОЙПЛАН"
    Все права защищены.