СТО Газпром 2-1.20-122-2007

 

  Главная       Учебники Газпром      СТО Газпром 2-1.20-122-2007

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Страницы   ..  1  2  3   ..

 

 

СТО Газпром 2-1.20-122-2007

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»


 

МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭНЕРГОАУДИТА КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ, КОМПРЕССОРНЫХ ЦЕХОВ С ГАЗОТУРБИННЫМИ И ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫМИ ГПА


 

СТО Газпром 2-1.20-122-2007


 

Издание официальное


 

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»


 

Москва 2007

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАН


     

  2. ВНЕСЕН


     

  3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью «Научноисследовательский институт природных газов и газовых технологий ВНИИГАЗ»


 

Отделом энергосбережения и экологии Департамента

по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»


 

Распоряжением ОАО «Газпром» от 5 марта 2007 г. № 31 c 15 ноября 2007 г.


 

© ОАО «Газпром», 2007

© Разработка ООО «ВНИИГАЗ», 2007

© Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2007


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»


 

II

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 3

  4. Сокращения 7

  5. Общие положения 9

  6. Подготовительный этап 11

  7. Этап документального обследования 12

    1. Требования к исходной информации об объекте энергоаудита 12

    2. Вычисление расходов топливно-энергетических ресурсов 13

    3. Порядок составления энергетических балансов компрессорной станции, компрессорного цеха 15

  8. Этап инструментального обследования 21

    1. Методика инструментального обследования компрессорного цеха 21

    2. Методика инструментального обследования газоперекачивающих агрегатов

      с газотурбинным приводом 28

    3. Методика инструментального обследования газоперекачивающих агрегатов

      с электроприводом 38

    4. Методика инструментального обследования установки охлаждения газа 41

    5. Методика инструментального обследования электрооборудования

      компрессорного цеха, компрессорной станции 47

    6. Методика инструментального обследования технологических коммуникаций и запорно-регулирующей арматуры компрессорного цеха,

      компрессорной станции 50

  9. Аналитический этап 57

    1. Расчет показателей энергоэффективности компрессорной станции 57

    2. Расчет показателей энергоэффективности компрессорного цеха 58

    3. Расчет показателей энергоэффективности газоперекачивающих агрегатов

      и технологического оборудования компрессорного цеха 60

    4. Оценка эффективности расходования топливно-энергетических ресурсов компрессорной станцией 61

    5. Оценка эффективности расходования топливно-энергетических ресурсов компрессорным цехом 63

    6. Разработка энергосберегающих мероприятий 66

  10. Этап согласований и подготовки отчетной документации 68

III

Приложение А (рекомендуемое) Единицы и соотношения физических величин 70

Приложение Б (обязательное) Основные технические параметры

газоперекачивающих агрегатов 71

Приложение В (рекомендуемое) Пример расчета показателей газотурбинных газоперекачивающих агрегатов 78

Приложение Г (рекомендуемое) Пример расчета показателей энергоэффективности электроприводных газоперекачивающих агрегатов 88

Приложение Д (рекомендуемое) Пример расчета показателей энергоэффективности установки охлаждения газа 96

Приложение Е (рекомендуемое) Пример расчета технологических потерь газа компрессорного цеха 104

Приложение Ж (рекомендуемое) Пример расчета и анализа показателей энергоэффективности компрессорного цеха 117

Приложение И (рекомендуемое) Справочные данные для оценки энергосберегающих мероприятий по результатам энергоаудита 124

Приложение К (рекомендуемое) Пример формы энергетического паспорта

компрессорной станции «Показатели энергоэффективности КС» 128

Библиография 129


 

IV

Введение


 

В соответствии с Федеральным законом от 03.04.1996 г. № 28-Ф3 «Об энергосбережении» в ОАО «Газпром» проводятся энергетические обследования и энергоаудиты дочерних обществ (организаций). Стандарт организации СТО Газпром «Методика проведения энергоаудита компрессорной станции, компрессорных цехов с газотурбинными и электроприводными ГПА» (далее – стандарт) разработан согласно Приказу ОАО «Газпром» от 9.10.2000 г.

№ 77 «Об организации работ по энергосбережению в Обществе» в целях нормативного обеспечения работ по проведению энергоаудитов (энергетических обследований) технологических объектов компрессорных станций магистрального транспорта газа.

Для проведения энергоаудитов (энергетических обследований) объектов компрессорной станции независимыми энергоаудиторами в соответствии с требованиями Положения [1] в стандарте разработаны:

  • порядок расчета показателей энергоэффективности технологических объектов компрессорной станции;

  • методика проведения документального и инструментального обследования объектов энергоаудита;

  • порядок анализа эффективности расходования топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды компрессорного цеха, компрессорной станции;

  • порядок составления энергетических балансов компрессорного цеха, компрессорной станции;

  • требования к заполнению формы энергетического паспорта компрессорной станции, касающейся показателей энергоэффективности;

  • требования к разработке энергосберегающих мероприятий по результатам энергоау-

дита.


 

По результатам метрологической экспертизы стандарта, проведенной ФГУП

ВНИИМС, получено положительное экспертное заключение от 14.09.2006 г.

Стандарт разработан авторским коллективом в составе:

image

к.т.н. Леонтьев Е.В., д.т.н. Огнев В.В., к.т.н. Хворов Г.А., к.т.н. Щуровский В.А.,

к.т.н. Синицын Ю.Н., к.т.н. Акопова Г.С., к.т.н. Сальников С.Ю., к.т.н. Гладкая Н.Г., к.т.н. Юмашев М.В., к.т.н. Карпов Е.В., Калужских А.Н., Черемин А.В., Ешич Л.К., Макарова Т.Б., Степанова Г.С., Дорохова Е.В. – ООО «ВНИИГАЗ»;

д.т.н., профессор Сбитнев С.А., к.т.н., доцент Шмелёв В.Е. – Владимирский государственный университет.


 

V

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА

«ГАЗПРОМ»


 

image

МЕТОДИКА

ПРОВЕДЕНИЯ ЭНЕРГОАУДИТА КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ, КОМПРЕССОРНЫХ ЦЕХОВ С ГАЗОТУРБИННЫМИ

И ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫМИ ГПА


 


 

image


 

Дата введения – 2007-11-15


 

  1. Область применения


     


     

    ции;

    Настоящий стандарт устанавливает:

    • порядок расчета показателей энергоэффективности объектов компрессорной стан-


       

    • порядок анализа эффективности расходования топливно-энергетических ресурсов

      на собственные технологические нужды компрессорного цеха, компрессорной станции;

      • порядок составления топливно-энергетических балансов компрессорного цеха, компрессорной станции;

      • порядок заполнения энергетического паспорта цеха, компрессорной станции;

      • требования к разработке энергосберегающих мероприятий. Положения настоящего стандарта обязательны для применения:

      • независимыми энергоаудиторами при проведении энергоаудитов и энергетических обследований компрессорных цехов и компрессорных станций ОАО «Газпром»;

      • газотранспортными дочерними обществами (организациями) ОАО «Газпром» для корпоративного контроля эффективности расходования топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды компрессорных цехов и компрессорных станций;

      • ООО «Газнадзор» при осуществлении им в соответствии с СТО Газпром 4 контроля за эффективным использованием газа на собственные технологические нужды компрессорных цехов и компрессорных станций ОАО «Газпром».


         

        image

        Издание официальное


         

        1

  2. Нормативные ссылки


     

    В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

    ГОСТ 8.207-76 ГСИ. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения

    ГОСТ 8.361-79 ГСИ. Расход жидкости и газа. Методика выполнения измерений по скорости в одной точке сечения трубы

    ГОСТ 8.563.1-97 ГСИ. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Вентури, установленные в заполненных трубопроводах круглого сечения. Технические условия

    ГОСТ 8.563.2-97 ГСИ. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств. Технические условия

    ГОСТ 8.563.3-97 ГСИ. Процедура и модуль расчетов. Программное обеспечение ГОСТ 12.1.016-79 ССБТ. Воздух рабочей зоны. Требования к методикам измерения

    концентраций вредных веществ

    ГОСТ 12.3.018-79 ССБТ Системы вентиляционные. Методы аэродинамических испы-

    таний


     

    ГОСТ 17.2.1.04-77 Охрана природы. Атмосфера. Источники и метеорологические фак-

    торы загрязнения, промышленные выбросы. Термины и определения

    ГОСТ 17.2.3.01-86 Охрана природы. Атмосфера. Правила контроля качества воздуха населенных пунктов

    ГОСТ 17.2.3.02-78 Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями

    ГОСТ 17.2.4.06-90 Охрана природы. Атмосфера. Методы определения скорости и расхода газопылевых потоков, отходящих от стационарных источников загрязнения

    ГОСТ 17.2.4.07-90 Охрана природы. Атмосфера. Методы определения давления и температуры газопылевых потоков, отходящих от стационарных источников загрязнения

    ГОСТ 17.2.4.08-90 Охрана природы. Атмосфера. Методы определения влажности газопылевых потоков, отходящих от стационарных источников загрязнения

    ГОСТ 20440-75 Установки газотурбинные. Методы испытаний

    ГОСТ 28775-90 Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Общие технические условия

    ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений

    ГОСТ Р 51364-99 (ИСО 6758-80). Аппараты воздушного охлаждения. Общие технические условия


     

    2

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

    ГОСТ Р 51852-2001 (ИСО 3977-1-37). Установки газотурбинные. Термины и определе-

    ния


     

    ГОСТ Р 52200-2004 (ИСО 3977-2-1997). Установки газотурбинные. Нормальные усло-

    вия и номинальные показатели

    ГОСТ Р ИСО 5725-2-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 2. Основной метод определения повторяемости и воспроизводимости стандартного метода измерений

    СТО Газпром 4-2005 Положение о порядке осуществления ОАО «Газпром» контроля за эффективным использованием газа

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

    СТО Газпром 027-2006 Типовая программа оценки эмиссии природного газа на объектах ОАО «Газпром»

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

    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 применены термины по ГОСТ Р 51387, ГОСТ Р 51852, ГОСТ 28775, ГОСТ Р 52200, ГОСТ 20440, а также следующие термины с соответствующими определениями:

    1. документальное обследование: Анализ данных о топливои энергоиспользующем оборудовании, о приборах учета ТЭР, статистической отчетности о выпуске продукции и расходовании ТЭР, необходимых для составления энергетических балансов, определения энергоэффективности основных производств и определения необходимого объема измерений при инструментальном обследовании.

    2. инструментальное обследование: Измерение, регистрация параметров, необходимых для оценки энергопотребления, с помощью стационарных и переносных средств измерений.


 

3


 

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

[ГОСТ Р 51387]

 

    1. коэффициент технического состояния: Отношение фактического значения выходной рабочей характеристики изделия (агрегата) при номинальных условиях работы к номинальному значению выходной характеристики по техническим условиям.

    2. коэффициент режима работы нагнетателя: Отношение номинального (максимального) политропного коэффициента полезного действия нагнетателя по техническим условиям к фактическому политропному коэффициенту полезного действия по паспортной характеристике нагнетателя при текущем рабочем режиме, характеризующее удаленность текущего рабочего режима нагнетателя от номинального.

    3. номинальная мощность газотурбинной установки (газоперекачивающего агрегата) в станционных условиях: Мощность на муфте газотурбинной установки в станционных условиях по 3.16 (без отбора сжатого воздуха на противообледенительную систему и на внешние станционные нужды, с учетом гидравлических сопротивлений входного и выхлопного трактов, без утилизационного теплообменника).

      3.8 теплота сгорания топлива: Общее количество тепла, выделившегося при сгорании

      единицы топлива. [ГОСТ Р 51852]

       

    4. номинальный коэффициент полезного действия газотурбинной установки в станционных условиях: Коэффициент полезного действия газотурбинной установки, рассчитанный в соответствии с ГОСТ 20440.


 

    1. номинальный расход топливного газа: Расход топлива на режиме номинальной мощности в станционных условиях.

    2. объемная производительность центробежного нагнетателя: Объемный расход газа в сечении входного патрубка центробежного нагнетателя при входных параметрах.

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

[ГОСТ Р 51387]

 

    1. политропная работа сжатия компрессорного цеха: Работа, совершаемая газоперекачивающими агрегатами компрессорного цеха по преобразованию тепловой энергии, получаемой при сжигании природного газа, в механическую энергию сжатия газового потока.


       

      4

    2. приведенные параметры газотурбинной установки: Параметры, приведенные к спецификационным (или нормальным) условиям методами термодинамического подобия.

    3. расчетный период времени: Период времени, за который производят расчет показателей энергоэффективности компрессорного цеха, компрессорной станции. В качестве расчетного периода времени при проведении энергоаудита принимают сутки, месяц, квартал, год.

3.15 рациональное использование ТЭР: Использование ТЭР, обеспечивающее достиже-

ние максимальной при существующем уровне развития техники и технологии эффективности, с учетом ограниченности их запасов и соблюдения требований снижения техногенного воздействия на окружающую среду и других требований общества.

[ГОСТ Р 51387]

 

    1. станционные условия атмосферного воздуха: Условия по ГОСТ Р 52200, при которых определяются параметры номинального режима газотурбинной установки (газоперекачивающего агрегата).

    2. степень повышения давления: Отношение абсолютных давлений, измеренных в сечениях входного и выходного патрубков (фланцев) нагнетателя.

      3.19 топливно-энергетические ресурсы (ТЭР): Cовокупность природных и производственных энергоносителей, запасенная энергия которых при существующем уровне развития техники и технологии доступна для использования в хозяйственной деятельности.

      [ГОСТ Р 51387]

       

    3. технологические потери газа: Неизбежные потери природного газа, связанные с принятой схемой и технологией транспортировки газа и обусловленные степенью несовершенства технологии и качеством оборудования.


 

3.20 топливно-энергетический баланс: Система показателей, отражающая полное количественное соответствие между приходом и расходом (включая потери и остаток) ТЭР в хозяйстве в целом или на отдельных его участках (отрасль, регион, предприятие, цех, процесс, установка) за выбранный интервал времени.

[ГОСТ Р 51387]

 

    1. удельный расход топливного газа компрессорного цеха: Показатель энергоэффективности, характеризующий величину расхода природного газа, сжигаемого в газотурбинных установках компрессорного цеха, для компримирования газового потока на единицу выполняемой политропной работы сжатия за расчетный период.

    2. удельный расход электроэнергии на компримирование компрессорным цехом: Показатель энергоэффективности, характеризующий величину потребления электроэнергии электроприводными газоперекачивающими агрегатами компрессорного цеха для компримирова-


       

      5

      ния газового потока на единицу выполняемой политропной работы сжатия за расчетный период.

    3. утечка: Неорганизованное поступление в атмосферу газа в виде ненаправленных потоков в результате нарушения герметичности оборудования.

    4. энергетическое обследование: Обязательная процедура контроля (обследования) за рациональным и эффективным использованием ТЭР дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром», осуществляемая Департаментом ТЭК Министерства промышленности и энергетики и энергоаудиторами в соответствии с Федеральным законом от 3.04.1996 г.

      № 28-ФЗ «Об энергосбережении».

    5. энергоаудит: Добровольная процедура контроля (обследования) энергоаудиторами выполнения дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром» норм расхода топливно-энергетических ресурсов, требований нормативных документов и действующего законодательства Российской Федерации в сфере энергосбережения.

    6. энергоаудитор: Организация, внесенная в Реестр энергоаудиторских фирм, допущенных к проведению энергетических обследований (энергоаудитов), аккредитованная при ОАО «Газпром» в установленном порядке, имеющая необходимое инструментальное, приборное и методологическое оснащение и опыт выполнения работ в соответствующей области деятельности, располагающая квалифицированным и аттестованным персоналом, а также независимая в организационном и финансовом отношении от организаций, в которых проводится энергетическое обследование (энергоаудит).

3.27 энергосбережение: Реализация правовых, организационных, научных, производственных, технических и экономических мер, направленных на эффективное (рациональное) использование (и экономное расходование) топливно-энергетических ресурсов и вовлечение в хозяйственный оборот возобновляемых источников энергии.

[ГОСТ Р 51387]

 


 

3.28 энергетический паспорт промышленного потребителя ТЭР: Нормативный доку-

мент, отражающий баланс потребления и показатели эффективности использования ТЭР в процессе хозяйственной деятельности объектом производственного назначения и энергосберегающие мероприятия.

[ГОСТ Р 51387]

 

3.29 эффективное использование ТЭР: Достижение экономически оправданной эффективности использования ТЭР при существующем уровне развития техники и технологий и соблюдении требований к охране окружающей среды.


 

6


 

3.30 экономия топливно-энергетических ресурсов: Сравнительное в сопоставлении с

базовым, эталонным значением сокращение потребления ТЭР на производство продукции, выполнение работ и оказание услуг установленного качества без нарушения экологических и других ограничений в соответствии с требованиями общества.

[ГОСТ Р 51387]

 


 

4 Сокращения


 

В настоящем стандарте применены следующие сокращения, обозначения и индексы: АВО – аппарат воздушного охлаждения,

АСКУЭ – автоматизированная система коммерческого учета энергии, ВЗУ – воздухозаборное устройство,

ГПА – газоперекачивающий агрегат, ГТП – газотранспортное предприятие, ГТС – газотранспортная система,

ГТУ – газотурбинная установка,

ЗРУ – закрытое распределительное устройство, ИЭ – инструкция по эксплуатации,

КВД – компрессор высокого давления,

КИП и А – контрольно-измерительные приборы и автоматика, КНД – компрессор низкого давления,

КПД – коэффициент полезного действия, КС – компрессорная станция,

КТП – комплектная трансформаторная подстанция, КЦ – компрессорный цех,

ЛПУ – линейно-производственное управление (магистрального газопровода), ПДС – производственно-диспетчерская служба,

ПТН – прочие технологические нужды, САУ – система автоматического управления,

САУиР – система автоматического управления и регулирования, СИ – средства измерений,

СКЗ – система катодной защиты, СПЧ – сменная проточная часть,

СН4 – химическая формула метана,

СТН – собственные технологические нужды,


 

7

СТ – свободная (силовая) турбина, ТГ – топливный газ,

ТВД – турбина высокого давления, ТП – технологические потери, ТНД – турбина низкого давления,

ТЭР – топливно-энергетические ресурсы, ТУ – технические условия,

УОГ – установка охлаждения газа, ЦБН – центробежный нагнетатель,

ЭГПА – электроприводной газоперекачивающий агрегат, ЭСН – электростанция собственных нужд.


 

А – размерный коэффициент расхода сужающего устройства ЦБН, м2,5/мин;

– мощность, кВт;

– объемный расход, м3/мин;

– объем природного газа, м3;

 – коэффициент полезного действия (безразмерный);

– расход ТЭР, представленный в условном топливе, кг у.т.;

– удельный расход (единицы расхода/физический измеритель);

– массовый расход, кг/с;

Р – давление абсолютное, МПа;

Δ– перепад (потеря) давления, МПа.

– газовая постоянная, кДж/(кг·К);

– обозначение для коэффициентов технического состояния; безразмерный;

Т – абсолютная температура, К;

– температура по шкале Цельсия, °С;

– частота вращения, об/мин;

 – плотность, кг/м3;

 – степень сжатия;

– коэффициент сжимаемости газа;

 – период времени, в течение которого проводится измерение, ч;

ср – среднее значение;

1, 2 – значения на входе и выходе;

0 – номинальное значение;


 

8

в – воздушный;

г – газовый;

е – эффективное значение;

стн – собственные технологические нужды;

тг – топливный газ;

тэр – топливно-энергетические ресурсы;

р – расчетная величина;

к – котельная;

кц – компрессорный цех;

кс – компрессорная станция;

а – атмосферный воздух;

н – нагнетатель;

– внутренний;

м – механический; пол – политропный; ф – фактический; но – номинальный.


 

  1. Общие положения


     

    1. Энергоаудиты КЦ, КС проводят независимые энергоаудиторы с целью оценки эффективности расходования ТЭР технологическими объектами КС ОАО «Газпром», составления топливно-энергетических балансов, оформления энергетических паспортов и разработки мероприятий по снижению расходов ТЭР.

    2. Общее руководство, координацию и планирование проведения энергоаудитов дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром», аккредитацию энергоаудиторов осуществляет структурное подразделение по энергетике ОАО «Газпром» в соответствии с Положением [1].

    3. Основанием для проведения энергоаудитов КЦ, КС является «План проведения работ по энергетическим обследованиям и энергоаудиту предприятий и объектов ОАО «Газпром», который ежегодно утверждается руководством ОАО «Газпром».

    4. При проведении энергоаудитов (энергетических обследований) КЦ, КС в соответствии с Положением [1] предусмотрены следующие этапы:

        • подготовительный;

        • документального обследования;


           

          9

        • инструментального обследования;

        • аналитический;

        • согласования и подготовки отчетной документации.

    5. При проведении энергоаудита КЦ, КС оценивается эффективность расхода ТЭР на СТН, в том числе:

        • природного газа (далее газа);

        • электроэнергии;

        • тепловой энергии.

    6. Основными энергопотребителями в КЦ, КС являются:

        • газа – газотурбинные ГПА;

        • электроэнергии – электроприводные ГПА и УОГ;

        • тепловой энергии – отопительные системы.

    7. Расход ТЭР в КЦ, КС имеет три направления затрат:

        • технологические нужды основного производства,

        • технологические нужды вспомогательного производства,

        • технологические потери, обусловленные утечками газа.

          1. К технологическим нуждам основного производства относятся:

        • топливный газ ГТУ, расход газа на пуск, остановку и изменение режима ГПА, на эксплуатацию и техобслуживание технологических аппаратов, коммуникаций, запорной арматуры, на работу установок подогрева топливного газа;

        • расход электроэнергии на компримирование газа, расход электроэнергии для электропривода АВО, для электроприемников вспомогательных механизмов ГПА, для систем автоматики.

          1. К технологическим нуждам вспомогательного производства относятся:

        • расход газа и электроэнергии на ЭСН, СОГ, на котельную;

        • расход электроэнергии на вентиляцию, циркуляционные насосы, освещение;

        • расход тепловой энергии на отопление, горячее водоснабжение служебных и производственных помещений.

          1. К технологическим потерям газа относятся:

        • утечки из технологических коммуникаций и аппаратов;

        • утечки из коллекторов пускового и импульсного газа КЦ;

        • утечки на запорной арматуре и др.

          1. К технологическим потерям электроэнергии относятся:

        • потери в электродвигателях (синхронных и асинхронных);


           

          10

        • потери холостого хода в силовых трансформаторах (потери в стали);

        • потери в компенсирующих устройствах – батареях конденсаторов;

        • потери в измерительных трансформаторах тока, напряжения и в электросчетчиках;

        • переменные (нагрузочные) потери электроэнергии, включающие в себя переменные потери: в электродвигателях; в силовых трансформаторах; в токоограничивающих реакторах; в линиях электропередач.


           

  2. Подготовительный этап


     

    На подготовительном этапе энергоаудита выполняют:

      • общее знакомство с объектом энергоаудита, итоговых результатах предыдущего энергоаудита, энергетическим паспортом объекта энергоаудита;

      • уточнение плана и программы проведения энергоаудита;

      • сбор документальной и учетно-статистической информации о расходовании ТЭР. Состав информации об объекте энергоаудита представлен в таблице 6.1.

        Таблица 6.1 – Необходимая информация об объекте энергоаудита


         


         

        Сведения

        Где используется

        Источник информации

        Расход природного газа и электроэнергии за расчетный период на СТН КЦ, КС по статьям затрат

        Составление энергетических балансов расходования энергоносителей. Расчет показателей энергоэффективности КЦ, КС


         

        Формы статистической отчетности 100-газ, 101-газ. Данные службы энергетики

        Нормативная база расходования энергоносителей на СТН КЦ, КС

        Расчет показателей энергоэффективности КЦ, КС

        и анализ эффективности расходования ТЭР


         

        Данные диспетчерской службы. Данные службы энергетики

        Производство электроэнергии на электростанции собственных нужд

        Составление энергетических балансов расходования электроэнергии


         

        Данные службы энергетики

        Показатели энергоэффективности ГПА, КЦ, КС за расчетный период

        Анализ эффективности расходования ТЭР

        Данные диспетчерской службы, группы энергосбережения

        Технологическая схема КЦ, КС.

        Схемы электроснабжения КЦ, КС

        Подготовка к инструментальному этапу энергоаудита

        Данные отдела КС, техотдела, службы энергетики

        Основные технические характеристики технологического оборудования и систем (ГПА, прочее технологическое оборудование КЦ, КС, системы электроснабжения, системы теплоснабжения)


         

        Подготовка к инструментальному этапу энергоаудита. Заполнение форм энергетического паспорта


         

        Данные отдела КС, техотдела, службы энергетики


         

        11

        Окончание таблицы 6.1


         

        Сведения

        Где используется

        Источник информации

        Установленная мощность электроприемников по направлениям ее использования с краткой характеристикой оборудования и режимах потребления электроэнергии


         

        Подготовка к инструментальному этапу энергоаудита. Заполнение форм энергетического паспорта


         

        Данные службы энергетики

        Характеристика средств учета расходования ТЭР и данные о коммерческом учете потребления ТЭР (при его наличии)

        Составление энергетических балансов расходования ТЭР. Анализ точности расчета показателей энергоэффективности


         

        Данные метрологической службы и службы энергетики

        Сведения об энергосберегающих

        мероприятиях, планируемых на данном объекте, техникоэкономическое обоснование энергосберегающих мероприятий


         

        Разработка энергосберегающих мероприятий


         

        Данные группы энергосбережения


         

  3. Этап документального обследования


     

    1. Требования к исходной информации об объекте энергоаудита

      На этапе документального обследования производят обобщение и анализ плановых, отчетных, технических и технологических документов с целью расчета показателей эффективности расходования ТЭР КЦ, КС за расчетный период, составление топливно-энергетических балансов расходования ТЭР.

      Исходная информация для документального обследования КЦ, КС содержится в следующих отчетных документах:

        • ежемесячные отчеты диспетчерской службы;

        • ежемесячные отчеты службы энергетики;

        • ежемесячные отчеты по потреблению ТЭР.

          Из ежемесячного отчета диспетчерской службы используется следующая информация:

        • схема работы КЦ;

        • входное и выходное давление газа;

        • температура газа на входе и выходе ЦБН, температура газа после УОГ;

        • частота вращения силовой турбины ЦБН;

        • коммерческий объем газа, перекаченного КЦ за месяц;

        • низшая теплота сгорания газа;

        • потребление топливного газа (электроэнергии) на компримирование;

        • объемы природного газа, использованные при продувках пылеуловителей и фильтров-сепараторов (либо количество и среднее время продувок);

          12

        • объемы газа, стравленного из контуров нагнетателя, либо количество стравливаний за месяц;

        • объемы газа, стравленного при капитальном ремонте коммуникаций и оборудования

          КЦ;


           

      • расход газа на ЭСН и другом газопотребляющем оборудовании;

      • технологические потери газа;

      • потери газа при авариях.

        В ежемесячном отчете службы энергетики должна содержаться следующая информа-

        ция, необходимая для документального обследования:

        • ежемесячные показания счетчиков активной и реактивной электроэнергии на входных фидерах, по которым производится коммерческий расчет с поставщиком электрической энергии;

        • показания счетчиков технического учета активной и реактивной электрической энергии, установленных на фидерах отдельных потребителей электроэнергии;

        • выработка электроэнергии на ЭСН и другом электрогенерирующем оборудовании (при наличии);

        • потребление электроэнергии на компримирование и на прочие технологические нужды.

    2. Вычисление расходов топливно-энергетических ресурсов

      тэр

       

      1. Расход ТЭР КЦ В кц , т у.т., за расчетный период времени (в эквивалентном выражении), вычисляют по формуле

        В кц кц кц


         

        стн

         

        где кц

        тэр kг · стн kэ · стн, (7.1)

        – объем природного газа, расходуемого КЦ на СТН за расчетный период времени,

        тыс. м3, вычисляемый по формуле


         

        Qкц


         

        Q

         

        кц стн


         

         

        Q

         

        ,

         

         

         

        кц кц кц

        тг птн тп


         

        (7.2)


         

        3

        тг – объем ТГ КЦ, расходуемый за расчетный период времени, тыс. м , измеряют (СИ

        технического учета газа);

        Qкц 3

        птн – объем природного газа, расходуемого на ПТН КЦ за расчетный период, тыс. м ,

        вычисляют (согласно нормативному документу, утвержденному в дочернем обществе);

        Qкц 3

        тн – ТП КЦ за расчетный период, тыс. м , измеряют (согласно 8.6);

        Wкц

         

        стн – количество электроэнергии, расходуемой на СТН КЦ за расчетный период времени, тыс. кВт·ч, вычисляют по формуле

          Δ,

         

        кц кц кц кц

        стн эк птн тп

        (7.3)

        13

        W кц

         

        эк – расход электроэнергии КЦ с ЭГПА на компримирование за расчетный период, тыс. кВт·ч, измеряют (СИ технического учета электроэнергии);

        W кц

         

        птн – расход электроэнергии на ПТН КЦ за расчетный период (как для электроприводных, так и для газотурбинных ГПА), тыс. кВт·ч, измеряют (СИ технического учета электро-

        энергии);

        Δкц

         

        тн – технологические потери электроэнергии в КЦ, тыс. кВт·ч , рассчитывают согласно Методике [2];

        kг и kэ – коэффициенты перевода газа и электроэнергии в условное топливо, принимают

        Qр

        равными


         

        Qр

        kг 

        image

        н , 7000

        kэ = 0,325;

        3

        н – объемная низшая теплота сгорания газа, ккал/м .

        тэр

         

      2. Расход ТЭР на СТН КС Вкс

        , т у.т., вычисляют по формуле


         

        B

         

        кс тэр

         kг 

        Q

         

        кс стн

        • kэ 

          ,

           

          кс стн

          (7.4)


           

          стн

           

          где Qкс

          – объем природного газа, расходуемый КС на СТН за расчетный период времени,

          тыс. м3, вычисляют по формуле


           

          Qкс


           

          S

           Qкц i  Qк  Qэcн  Qсог ,


           

          (7.5)

          стн стн

          1


           

          Qк – объем газа, расходуемого на котельную, тыс. кВт·ч, измеряют; Qэсн – объем газа, расходуемого на ЭСН, тыс. кВт·ч, измеряют; Qсог – объем газа, расходуемого СОГ, тыс. кВт·ч, измеряют;

          – количество КЦ;

          Wкс

           

          стн – количество электроэнергии, расходуемой КС на СТН за расчетный период времени, тыс. кВт·ч, вычисляют по формуле

          W кс

           кс кс ,

          (7.6)

          стн эк птн


           

          Wкс

           

          эк – расход электроэнергии КС на компримирование за расчетный период времени, тыс. кВт·ч;

          Wкс

           

          птн – расход электроэнергии на ПТН КС за расчетный период времени, тыс. кВт·ч. Расход электроэнергии КС на компримирование вычисляют суммированием по всем КЦ

          S2

          кс кц

          Wэк

           Wэк

          1 i

          , (7.7)


           

          где S2 – количество КЦ с электроприводными ГПА.


           

          14

          Расход электроэнергии на ПТН КС вычисляют по формуле


           

          птн  птн оc

           

          S

          W кс  кц  п/п

          i

          i1


           

            Δ,

           

          п/п

          СКЗ п/п


           

          (7.8)

          ос

           

          где п/п

          • расход электроэнергии на общестанционные электропотребители промплощадки

            W п/п

             

            КС за расчетный период времени, тыс. кВт·ч, измеряют (СИ технического учета электроэнергии);

            СКЗ – расход электроэнергии на СКЗ на промплощадке КС за расчетный период времени, тыс. кВт·ч, измеряют (СИ технического учета электроэнергии);

            ΔWп/п – потери электроэнергии на промплощадке КС за расчетный период времени, тыс. кВт·ч, рассчитывают согласно Методике [2].

            Единицы измерения и соотношения физических величин, используемые при расчетах, представлены в приложении А.

    3. Порядок составления топливно-энергетических балансов компрессорной станции, компрессорного цеха

      1. По форме составления энергобалансы КС являются аналитическими, т.е. в них представляют разделение энергоносителя на полезный расход и потери, а также сравнивают фактический и нормативный расход, что позволяет выявлять потенциал энергосбережения.

        Анализ аналитических топливно-энергетических балансов КС должен проводиться в следующем порядке:

          • исследование структуры расхода ТЭР;

          • определение расходов ТЭР и сравнение их с нормативными значениями;

          • определение потерь энергоресурсов и их анализ.

      2. Топливно-энергетический баланс расхода газа на СТН КС

        1. Топливно-энергетический баланс расхода газа на СТН КС составляется за расчетный период (квартал, год). Аналитический баланс расхода природного газа на СТН ГТС является расходным, состоящим из двух величин – полезного расхода (топливного газа и газа на прочие технологические нужды) и технологических потерь газа. Составление баланса проводят согласно формуле (7.5).

          Значения статей расхода газа на СТН заполняют на основании фактических данных, представленных службами ЛПУ дочернего общества (организации) в соответствии с 7.2 настоящего стандарта. Аналитический топливно-энергетический баланс расхода газа на СТН КС представляют в виде таблицы 7.1.


           

          15


           

          СТО Газпром 2-1.20-122-2007

           

          16

           

          Таблица 7.1 – Топливно-энергетический баланс расхода газа на СТН КС за 200…г.


           


           

          Наименование объекта


           

          Расчетный период

          Расход газа на СТН КЦ, КС,

          тыс. м3

          Полезный расход

          Технологические потери газа КЦ, КС,

          тыс. м3

          Расход топливного газа КЦ,

          тыс. м3

          Расход газа на ПТН КЦ,

          тыс. м3

          Расход газа на ЭСН,

          тыс. м3

          Расход газа на котельные, тыс. м3


           

          Расход газа СОГ, тыс. м3

          фактический

          фактический

          нормативный

          фактический

          нормативный

          фактический

          нормативный

          фактический

          нормативный

          фактический

          нормативный

          фактические

          нормативные


           

          КЦ № 1

          I кв.

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          II кв.

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          III кв.

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          IV кв.

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          за год

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          +

          +


           

          КЦ № 2

          I кв.

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          II кв.

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          III кв.

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          IV кв.

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          за год

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          +

          +


           

          КЦ №...

          I кв.

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          II кв.

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          III кв.

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          IV кв.

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          за год

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          -

          +

          +


           

          КС

          I кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          II кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          III кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          IV кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          за год

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

        2. Анализируют информацию, представленную в таблице 7.1, и делают выводы о

          балансе природного газа по статьям расхода. Вычисляют ΔQксΔQкс ΔQксΔQкс 

          тг птн тп

          стн

          отклонения фактических величин расхода газа от их нормативных значений за расчетный период времени

          ΔQкс кс кс

          тг Qтг – Птг , (7.9)


           

          ΔQкс кс кс

          птн Qптн – Пптн, (7.10)


           

          ΔQкс кс кс

          тп Qтп – Птп, (7.11)


           

          ΔQкс кс кс


           

          где ПксПкс ПксПкс

          стн Qстн – Пстн, (7.12)

          • нормативные значения: расхода ТГ КС, расхода газа на ПТН КС, тех-

            тг птн тп

            стн

            нологических потерь газа КС, суммарного расхода газа на СТН КС. Расчет нормативных значений производят в соответствии с Методикой [3].

            стн

             

        3. Среднеквадратическую погрешность оценки расчета баланса расхода природного газа на СТН КС  [Qкс ], тыс. м3, вычисляют по формуле


           

          image

          s s

          кс 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

          [Qстн  0,5

          Qтгi тгi  Qк к  Qэсн эсн  Qсог сог   Qтпi  тпi

          , (7.13)

          1

          i 1


           

          где тгкэснтп – класс точности СИ расхода топливного газа, расхода газа на котельные, расхода газа на ЭСН, расхода газа СОГ, ТП газа.

      3. Топливно-энергетический баланс расхода электроэнергии на СТН КС

        1. Аналитический топливно-энергетический баланс расхода электроэнергии на СТН КС за расчетный период (квартал, год) представляют в виде таблицы 7.2. Значения соответствующих статей расхода электроэнергии заполняют на основании фактических данных, представленных службами отдела энергетики ЛПУ дочернего общества (организации).

          Все составляющие баланса электроэнергии, за исключением потерь электроэнергии в ЛПУ, следует принимать на основании измерений с помощью СИ – расчетных счетчиков коммерческого учета и счетчиков технического учета электроэнергии. Технологические потери электроэнергии КЦ, КС рассчитывают согласно Методике [2].

        2. Для анализа и обеспечения достоверности учета электроэнергии необходимо

          рассчитать и сравнить значения фактического НБф и допустимого НБд небалансов в соответствии с РД 34.09.101-94 [5]

          Значение фактического небаланса должно быть меньше или равно значению допустимого небаланса, т.е.

          НБф  НБд. (7.14)


           

          17


           

          СТО Газпром 2-1.20-122-2007

           

          18

           

          Таблица 7.2 – Топливно-энергетический баланс расхода электроэнергии на СТН КС за 200…г.


           


           

          Наименование объекта


           

          Расчетный период

          Поступление электроэнергии от энергосети, тыс. кВтч

          Выработано электроэнергии ЭСН, тыс. кВтч

          Расход электроэнергии на СТН КЦ,

          КС, тыс. кВтч

          Полезный расход электроэнергии


           

          Технологические потери электроэнергии КЦ, КС,

          тыс. кВтч

          Отпущено электроэнергии потребителям на сторону, тыс. кВтч


           

          На компримирование газа КЦ, тыс. кВтч


           

          На ПТН КЦ,

          тыс. кВтч


           

          На СКЗ КС,

          тыс. кВтч

          На общестанционные электропотребители промплощадки, тыс. кВтч


           

          фактический


           

          фактический


           

          фактический


           

          фактический


           

          нормативный

          фактический

          нормативный

          фактический

          нормативный


           

          фактический


           

          нормативный


           

          нормативные


           

          фактические


           

          КЦ № 1

          I кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          II кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          III кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          IV кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          за год

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          +

          +


           

          КЦ № 2

          I кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          II кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          III кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          IV кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          за год

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          +

          +


           

          КЦ №...

          I кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          II кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          III кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          IV кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          +

          +

          за год

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          -

          -

          -

          -

          +

          +


           

          КС

          I кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          II кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          III кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          IV кв.

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          за год

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          +

          Значение фактического небаланса НБф рассчитывают по формуле

          SS

          кц кц п/п


           

          п/п

          i

           

          Wэс Wэсн  Wэк  Wптн  Wоc

           WСКЗ  Δ Wп/п  Wп

          НБф 

          image

          1

          i1

          Wэс Wэсн

           100 % (7.15)


           

          где Wэс – количество электроэнергии, поступившей от энергосети (от АО-энерго), тыс. кВт·ч;

          Wэсн – количество электроэнергии, выработанной ЭСН, тыс. кВт·ч;

          Wп – количество электроэнергии, отпущенной потребителям на сторону, тыс. кВт·ч.

          Остальные обозначения в формуле (7.15) в соответствии с 7.2. Значение допустимого небаланса рассчитывают по формуле

          НБд 

          image

          k m

          пi пi  оi оi

           

          2   2  ,


           

          (7.16)

          i1

          i1


           

          где пi – суммарная относительная погрешность i-го СИ коммерческого учета поступившей электроэнергии, %;

          оi – суммарная относительная погрешность i-го СИ технического учета расходуемой электроэнергии, %;

          dпi – коэффициент, равный доле поступившей электроэнергии через i-го СИ коммерческого учета электроэнергии;

          dоi – коэффициент, равный доле расходуемой электроэнергии через i-го СИ технического учета электроэнергии.

          Коэффициенты dпi dоi вычисляют по формулам


           

          dпi

          image

           Wi Wп


           

          , (7.17)


           

          image

          W

           

          dоi  i


           

          , (7.18)

          Wо

          где Wi – количество электроэнергии, учтенной i-м СИ за расчетный период;

          WпWо – суммарное количество электроэнергии, поступившей и расходуемой за расчетный период.

          Для анализа экономической эффективности использования покупной электроэнергии необходима информация о тарифах на электроэнергию.

              1. Топливно-энергетический баланс расхода газа на СТН КЦ

                Топливно-энергетический баланс расхода на СТН КЦ за расчетный период (квартал, год) представлен в таблице 7.3.


                 


                 

                19

                Таблица 7.3 – Топливно-энергетический баланс расхода газа на СТН КЦ за 200…г.


                 


                 

                Статьи баланса, тыс. м3

                Вид расхода

                I кв.

                II кв.

                III кв.

                IV кв.

                за год

                1 Расход топливного газа

                фактический

                +

                +

                +

                +

                +

                нормативный

                +

                +

                +

                +

                +

                2 Расход газа на ПТН, в т.ч.

                фактический

                +

                +

                +

                +

                +

                нормативный

                +

                +

                +

                +

                +

                2.1 Расход газа на пуск ГПА

                фактический

                +

                +

                +

                +

                +

                2.2 Расход газа на останов ГПА

                фактический

                +

                +

                +

                +

                +

                2.3 Расход газа на привод пневмокранов

                фактический

                +

                +

                +

                +

                +

                2.4 Расход газа на продувку аппаратов

                фактический

                +

                +

                +

                +

                +

                2.5 Общие цеховые затраты газа на эксплуатацию и техобслуживание технологических установок


                 

                фактический


                 

                +


                 

                +


                 

                +


                 

                +


                 

                +

                2.6 Расход газа на работу подогревателей топливного газа


                 

                фактический


                 

                +


                 

                +


                 

                +


                 

                +


                 

                +

                3 Технологические потери газа

                фактические

                +

                +

                +

                +

                +

                нормативные

                +

                +

                +

                +

                +

                4 Расход природного газа на СТН КЦ

                фактический

                +

                +

                +

                +

                +


                 

                Среднеквадратическую погрешность оценки расчета баланса расхода газа на СТН КЦ

                стн

                 

                • [Qкц ], тыс. м, вычисляют по формуле


                   

                  image

                  кц 2 2 2 2

                  [Qстн  0,5

                  Qтг тг  Qтпi тпi

                  i

                  . (7.19)

              2. Топливно-энергетический баланс расхода электроэнергии на СТН КЦ Аналитический топливно-энергетический баланс расхода электроэнергии на СТН КЦ

          за расчетный период (квартал, год) представлен в таблице 7.4.

          Таблица 7.4 – Аналитический баланс расхода электроэнергии на СТН КЦ за 200…г.


           

          Статьи баланса, тыс. кВт·ч


           

          Вид расхода

          Величина

          I кв.

          II кв.

          III кв.

          IV кв.

          за год

          1 Приход электроэнергии

          фактический

          +

          +

          +

          +

          +

          2 Количество электроэнергии, расходуемой на СТН КЦ, в т.ч.


           

          фактический


           

          +


           

          +


           

          +


           

          +


           

          +


           

          20

          Окончание таблицы 7.4


           

          Статьи баланса, тыс. кВт·ч

          Вид расхода

          Величина

          I кв.

          II кв.

          III кв.

          IV кв.

          за год

          2.1 на компримирование газа

          фактический

          +

          +

          +

          +

          +

          нормативный

          +

          +

          +

          +

          +

          2.2 на АВО газа

          фактический

          +

          +

          +

          +

          +

          нормативный

          +

          +

          +

          +

          +

          2.3 на электропотребители ГПА КЦ

          фактический

          +

          +

          +

          +

          +

          нормативный

          +

          +

          +

          +

          +

          2.4 на электропотребители укрытий КЦ

          фактический

          +

          +

          +

          +

          +

          нормативный

          +

          +

          +

          +

          +

          3 Потери электроэнергии в КЦ

          расчетнонормативный

          +

          +

          +

          +

          +