СТО Газпром 2-1.22-175-2007

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-1.22-175-2007

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-1.22-175-2007

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

СТО Газпром 2-1.22-175-2007

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

НОРМЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАСХОДОВ НА ПРОИЗВОДСТВО КОМПРИМИРОВАННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

ОКС 75.160.30

Дата введения - 10.03.2008

Предисловие

1. РАЗРАБОТАН

Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ» с участием специалистов организаций и дочерних обществ ОАО «Газпром»

2. ВНЕСЕН

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

3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Распоряжением ОАО «Газпром» от 20 сентября 2007 г. № 293 с 10 марта 2008 г.

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

 

Содержание

1. Область применения

2. Нормативные ссылки

3. Термины, определения и сокращения

4. Общие положения

5. Основные статьи затрат на производство КПГ

5.1. Определение эксплуатационных расходов на производство КПГ по статье затрат «Материалы»

5.2. Определение эксплуатационных расходов на производство КПГ по статье затрат «Газ на собственные нужды и технологические потери»

5.3. Определение эксплуатационных расходов на производство КПГ по статье затрат «Электроэнергия»

6. Методические указания по расчету нормируемых показателей

6.1. Расчет норм расхода масла

6.2. Расчет норм расхода охлаждающей жидкости (антифриз, тосол)

6.3. Расчет норм расхода адсорбента для осушки газа

6.4. Расчет норм расхода газа на собственные нужды и технологические потери АГНКС

6.5. Расчет норм удельного расхода электроэнергии на АГНКС

Приложение А (рекомендуемое) График для определения удельного расхода масла для смазки ЦПГ

Библиография

 

1. Область применения

Настоящий стандарт устанавливает нормы и методы расчета эксплуатационных расходов на производство компримированного природного газа для всех типов автомобильных газонаполнительных компрессорных станций.

Нормы и методы расчета применимы для определения эксплуатационных расходов на компримирование природного газа по статьям затрат: материалы, газ на собственные нужды и технологические потери, электроэнергия.

Настоящий стандарт не распространяется на определение эксплуатационных расходов по статьям: оплата труда, амортизация основных средств, единый социальный налог, прочие расходы.

Настоящий стандарт обязателен для применения в дочерних обществах и организациях ОАО «Газпром», эксплуатирующих автомобильные газонаполнительные компрессорные станции.

Нормы стандарта распространяются только на АГНКС, оборудованные поршневыми стационарными компрессорными установками.

Нормы стандарта не распространяются на производство компримированного природного газа для судовой транспортировки.

2. Нормативные ссылки

 

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующий стандарт:

ГОСТ 27577-2000 Газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочного стандарта в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3. Термины, определения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями и сокращения:

3.1. компримированный природный газ; КПГ: Газ горючий природный, подготовленный на АГНКС до качества моторного топлива, соответствующий ГОСТ 27577.

3.2. автомобильная газонаполнительная компрессорная станция; АГНКС: Заправочная станция, предназначенная для подготовки природного газа до качества моторного топлива, его компримирования и заправки им газовых баллонов транспортных средств.

3.3. удельный расход электроэнергии; УРЭ

3.4. стационарная компрессорная установка; СКУ

3.5. цилиндро-поршневая группа; ЦПГ

3.6. аппараты воздушного охлаждения; АВО

4. Общие положения

4.1. КПГ на АГНКС получают из газа горючего природного путем удаления механических примесей, осушки и компримирования по технологии, не предусматривающей одоризации и изменения компонентного состава.

4.2. Для получения КПГ по ГОСТ 27577 необходимо выполнение требований ВРД 39-2.5-082-2003 [1], а также выполнение всех операций, предписанных технологическими регламентами для автомобильных газонаполнительных компрессорных станций.

4.3. Эксплуатационные расходы на производство КПГ для всех типов АГНКС определяются техническими возможностями СКУ и вспомогательных систем АГНКС.

4.4. Расходы на компримирование газа подлежат нормированию по статьям затрат:

- материалы;

- газ на собственные нужды и технологические потери;

- электроэнергия.

4.5. Нормированию по статье затрат «Материалы» подлежат:

- расход масла, кг/1000 м3;

- расход охлаждающей жидкости (антифриз, тосол), л/1000 м3;

- расход адсорбента (цеолит, силикагель и др.), кг/1000 м3.

4.5.1. Настоящий стандарт устанавливает нормы удельных расходов масла без учета его расхода при периодических заменах, регламентируемых заводами-изготовителями в руководствах и правилах по эксплуатации оборудования.

4.5.2. Настоящий стандарт устанавливает нормы удельных расходов охлаждающей жидкости и адсорбента с учетом расхода этих материалов при периодических заменах.

4.6. Нормированию по статье затрат «Газ на собственные нужды и технологические потери» подлежат:

- расход газа на собственные нужды при газовом отоплении АГНКС, м3/год;

- технологические потери газа при производстве КПГ, % от объема реализованного газа.

4.7. Нормированию по статье затрат «Электроэнергия» подлежит удельный расход электроэнергии на производство КПГ, кВт·ч/м3.

4.8. Расчет расхода газа и электроэнергии на отопление помещений АГНКС выполняют с учетом климатических зон.

Для расчета выделяют три климатические зоны в соответствии со СНиП 23-01-99 [2], характеризующиеся различной продолжительностью отопительного периода:

- южная зона - 134 дня (4,5 мес);

- средняя зона - 205 дней (6,8 мес);

- северная зона - 281 день (9,4 мес).

4.9. Исходными данными для расчета норм эксплуатационных расходов на производство КПГ являются технические показатели, приведенные:

а) в Технологическом регламенте по заправке автомобилей сжатым природным газом на АГНКС МБКИ-250 [3];

б) Технологическом регламенте по заправке автомобилей сжатым природным газом на АГНКС-500 с компрессорными установками типа 2ГМ4-1,3/12-250 [4];

в) Технологическом регламенте по заправке автомобилей сжатым природным газом на АГНКС-500 с компрессорными установками типа 4HR3KN-200/210-5-249WLK [5];

г) Технологическом регламенте по заправке автомобилей сжатым природным газом на АГНКС-500 с компрессорными установками типа 2BVTN/3 [6];

д) Технологическом регламенте по заправке автомобилей сжатым природным газом на АГНКС-250 с компрессорными установками типа 2HB2K-160/100S1 [7];

е) Опросных листах, полученных от заводов - изготовителей АГНКС в блочном исполнении следующих типов:

- АГНКС МКЗ-50М1У2 со стационарной компрессорной установкой (СКУ) типа 2-ГУ2-0,05/20/200-250У2;

- АГНКС МБКИ-60М/250 с СКУ типа 2ГВ2,5-0,1/41,5-251С;

- АГНКС М-45МА с СКУ типа 3ГШ 1,6-1,2/1,5-230;

- АГНКС БИ-40 ДВС-ПК-ВТ-С с СКУ типа 6ГШ1,6-1/3,5-251;

- АГНКС-125/25-2 с СКУ типа 2ГМ2,5-2/3-250;

- АГНКС-50 «Cubogas» Nuovo Pignone с СКУ типа BVTN/2;

- АГНКС-125 «Зульцер Бурхард» с СКУ типа C3U209GPC;

- АГНКС БКИ-100 с СКУ типа 2HB2K-160/100S1.

5. Основные статьи затрат на производство КПГ

5.1. Определение эксплуатационных расходов на производство КПГ по статье затрат «Материалы»

5.1.1. Нормы расхода масла на одну СКУ со штатными поршневыми кольцами ЦПГ завода-изготовителя приведены в таблице 1.

Нормы расхода масла на СКУ со штатными поршневыми и замененными кольцами ЦПГ приведены в таблице 2.

5.1.2. Нормы расхода охлаждающей жидкости и нормы расхода адсорбента приведены в таблице 3.

5.2. Определение эксплуатационных расходов на производство КПГ по статье затрат «Газ на собственные нужды и технологические потери»

5.2.1. Нормы расхода газа на собственные нужды и технологические потери при производстве КПГ приведены в таблицах 4 и 5.

5.2.2. Нормы расхода газа на отопление АГНКС в зависимости от климатических зон приведены в таблице 6.

5.3. Определение эксплуатационных расходов на производство КПГ по статье затрат «Электроэнергия»

5.3.1. Нормы удельного расхода электроэнергии на производство КПГ приведены в таблице 7.

Таблица 1

Нормы расхода масла на одну СКУ со штатными поршневыми кольцами ЦПГ завода-изготовителя

Тип АГНКС

Тип СКУ

Кол-во СКУ

Расчетный расход масла на ЦПГ, кг/ч

Давление газа на входе АГНКС, МПа

Производительность СКУ, нм3

Удельный расход масла на ЦПГ, кг/1000 м3

Расход масла на смазку приводного механизма, кг/ч

Удельный расход масла на смазку приводного механизма, кг/1000 м3

АГНКС-500 з-д «Борец»

2ГМ4-1,3/12-250

5 (4+1)

0,27

0,6-1,2

460-920

0,587-0,293

0,01

0,022-0,011

АГНКС-500 Германия

4HR3KN200/

210-5-249WLK

2 (1+1)

0,4

0,3-0,5

1070-1740

0,374-0,229

0,02

0,019-0,011

АГНКС-500 Италия

2BVTN/3

9 (8+1)

0,273

0,6-1,2

450-925

0,607-0,295

0,007

0,016-0,008

АГНКС-250 МНПО им. Фрунзе

4ГМ2,5-1,2/10-250

3 (2+1)

0,112

0,6-1,2

400-700

0,280-0,160

0,012

0,030-0,017

АГНКС-250 Германия

2HB2K160/100S1

3 (2+1)

0,18

2,5-3,5

670-930

0,269-0,194

0,012

0,018-0,013

АГНКС-125 «Зульцер»

C3U209GPC

2

0,05

0,9

520

0,096

0,01

0,019

АГНКС БКИ-100 Германия

2HB2K160/100S1

1

0,18

2,5-3,5

670-930

0,269-0,194

0,012

0,018-0,013

АГНКС МКЗ-50 СКТБ «Компрессор» г. Пенза

2ГУ2-0,05/20/200-250У2с

1

0,026

2,9-7,4

90-225

0,288-0,116

0,006

0,067-0,027

АГНКС-50 Италия

BVTN/2 «Кубогаз»

1

0,042

1,0-12,0

100-2300

0,420-0,018

0,007

0,070-0,030

АГНКС-60М/250* «Киров-Энергомаш»

2ГВ2,5-0,1/41,5-251С

1

Без смазки

2,4-5,6

118,8-356,4

Без смазки

0,006

0,051-0,017

АГНКС-45М КНПП «Экотранспал» г. Сумы

3ГШ1,6-1,2/1,5-230

1

0,08

0,05-0,23

150-330

0,533-0,242

0,0015

0,010-0,005

АГНКС БИ-40-ДВС-ПК-ВТ-С «Метан»

6ГШ1,6-1/3,5-251С

1

0,114

0,3-1,2

120

0,95

0,007

0,058

АГНКС-125/25-2 МНПО им. Фрунзе

4ГМ2,5-2/3-250

2

0,112

0,15-0,25

310-450

0,368-0,253

0,0012

0,039-0,027

_________

*АГНКС 60М/250 («Киров-Энергомаш») - проектная разработка.

Примечание - Расчет расхода масла на передвижные компрессоры в системе подготовки сжатого воздуха КИПиА, а также компрессоры другого назначения с небольшой мощностью и производительностью выполняется по методике, представленной в 6.1.

Таблица 2

Нормы расхода масла на СКУ со штатными поршневыми и замененными кольцами ЦПГ

Тип СКУ, модификация колец

2ГМ4-1,3/12-250 (з-д «Борец»)

4ГМ2,5-1,2/10-250 (з-д им. Фрунзе, г. Сумы)

2НВ2К-160/100S1 (Германия)

4HR3KN-200/210-5-249WLK(Германия)

2BVTN/3 (Италия)

бронзовые поршневые и сальниковые кольца конструкции з-да «Борец» (штатные кольца)

полимерно-графитовые поршневые и сальниковые кольца. Разработка ЛенНИИХиммаш

штатные кольца

кольца Ф4К20

кольца бронзовые и капроло
новые

кольца из флубона 15, 20

Ф4К20

Флубон 15, 20

поршневые кольца Ф4К20, сальни
ковые з-да «Борец»

штатные кольца

штатные кольца

Расход масла на смазку цилиндров и сальников, кг/маш.-ч

0,27

0,06

Без смазки

0,151

0,112

0,18

0,4

0,22

0,273

Без смазки

Уд. расход масла на смазку приводного механизма, кг/маш.-ч отнесенные на:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

эксплуатацию

0,008

0,008

0,008

0,008

0,01

0,01

0,016

0,016

0,006

0,006

ремонт

0,002

0,002

0,002

0,002

0,002

0,002

0,004

0,004

0,001

0,001

Расход масла для приводного механизма, кг/маш.-ч

0,01

0,01

0,01

0,01

0,012

0,012

0,02

0,02

0,007

0,007

Уд. расход масла на смазку цилиндров и сальников, кг/1000 м3

0,587-0,293

0,130-0,065

-

0,328-0,164

0,280-0,160

0,269-0,194

0,374-0,229

0,206-0,126

0,607-0,295

-

Уд. расход масла на смазку приводного механизма, кг/1000 м3

0,022-0,011

0,030-0,017

0,018-0,013

0,019-0,011

0,016-0,008

Давление газа на входе АГНКС, МПа

0,6-1,2

0,6-1,2

2,5-3,5

0,3-0,5

0,6-1,2

Произво
дительность СКУ, нм3

460-920

400-700

670-930

1070-1740

450-925

Таблица 3

Нормы расхода охлаждающей жидкости и адсорбента

Тип АГНКС

Тип СКУ

Кол-во СКУ

Давление газа на входе АГНКС, МПа

Производи
тельность СКУ, нм3

Объем емкости антифриза*, м(л)

Удельный расход антифриза**, л/1000 м3

Производи
тельность АГНКС (проект), млн нм3/год

Масса засыпа
емого адсорбента в один адсорбер, кг

Удельный расход адсорбента**, кг/1000 м3

АГНКС-500 з-д «Борец»

2ГМ4-1,3/12-250

5 (4+1)

0,6-1,2

460-920

4,1 (4100)

0,107-0,054

12,8

225

0,009-0,004

АГНКС-500 Германия

4HR3KN200/210-5-249WLK

2 (1+1)

0,3-0,5

1070-1740

4,5 (4500)

0,129-0,062

11,6

225

0,010-0,005

АГНКС-500 Италия

2BVTN/3

9 (8+1)

0,6-1,2

450-925

2,4 (2400)

0,069-0,034

11,6

247

0,011-0,005

АГНКС-250 МНПО им. Фрунзе

4ГМ2,5-1,2/10-250

3 (2+1)

0,6-1,2

400-700

0,54 (540)

0,036-0,019

5,05

170

0,014-0,009

АГНКС-250 Германия

2НВ2К160/100S1

3 (2+1)

2,5-3,5

670-930

0,45 (450)

0,022-0,012

6,7

211

0,016-0,008

АГНКС БКИ-100 Германия

2НВ2К160/100S1

1

2,5-3,5

670-930

0,45 (450)

0,080-0,058

1,875

211

0,057-0,041

АГНКС-50 Италия

BVTN/2 «Кубогаз»

1

1,0-12,0

100-2300

0,025 (25)

0,011-0,001 0,009-0,001 0,006-0,001

0,750

0,975

1,500

30

0,020-0,003 0,016-0,003 0,013-0,003

АГНКС-125 «Зульцер»

C3U209GPC

2

0,9

520

-

Воздушное охлаждение

2,67

151

0,028

АГНКС-125/25-2

г. Сумы

4ГМ2,5-2/3-250

2

0,15-0,25

310-450

0,18 (180)

0,069-0,048

0,867

140

0,081-0,056

__________________

* При объеме емкости антифриза, отличном от указанного в таблице 3, расчет удельного расхода антифриза определяется по 6.2.

** Удельный расход антифриза и адсорбента рассчитан в зависимости от проектной производительности АГНКС. Для АГНКС меньшей производительности необходимо учитывать коэффициент загрузки станции, определяемый по 6.2 и 6.3.


 

Таблица 4

Нормы расхода газа на собственные нужды и технологические потери при производстве КПГ

Тип АГНКС

Расход газа на технологические нужды АГНКС, нм3/год

Расход газа на обогрев, нм3/год

Расход газа на собст
венные нужды, сум
марный, нм3/год

Доля собствен
ных нужд в % от паспортной произво
дитель
ности (В)

потери, зависимые от производительности

потери, не зависимые от производительности

Сумма зави
симых и незави
симых потерь

Всего потерь с учетом 10 % на неучтен
ные расходы

Доля техноло
гических потерь в % от пас
портной произво
дитель
ности

потери на продувку аппаратов

Потери при ежего
дных регла
мен
тных опера
циях

потери на утечки через

Сепа
ратор на входе, С1

Кон
денсато
сборник, Е9

Влаго
отделитель газа регене
рации, А10

Влаго
масло
отдели
тели блока осушки, А7, А8 и фильтры

Аккуму
лятор, Е-1, Е-2

Шланги ГЗК после заправки

ВСЕГО потерь на продувку

Саль
ники штоков компрес
соров

Затворы арма
туры

Соеди
нения трубо
проводов и прочие потери

ВСЕГО потерь на утечки

АГНКС-500, «Борец»

212

1600

3000

11400

5560

15120

36890

9900

38400

1200

2500

42100

88890

99000

~0,78

53443

152443

1,19

АГНКС-500, Германия

75

730

3000

11400

5560

15120

35880

8500

19200

1200

2500

22900

67280

74000

~0,65

55596

129596

1,12

АГНКС-250, МНПО им. Фрунзе, г. Сумы

158

1200

3000

11400

2780

7560

26100

2600

14400

1200

1000

16600

45300

50000

~0,77

15252

65252

1,07

АГНКС-250, Германия

440

3300

3000

1250

2780

7560

18330

2500

19200

1200

1000

21400

42230

46500

~0,72

15252

61752

0,92

Примечания

1. Для малогабаритных АГНКС нормы расхода газа на собственные нужды носят справочный характер.

2. Расчет суммарного расхода газа на собственные нужды и технологические потери при различной производительности АГНКС выполняют по формуле (6.13). В таблице представлен годовой расход газа на отопление для отопительного периода - 205 дней. Для других отопительных периодов годовой расход газа на отопление представлен в таблице 6. Доля собственных нужд (В) для разных климатических зон представлена в таблице 5.


 

Таблица 5

Доля собственных нужд, от паспортной производительности в зависимости от климатических зон

Тип АГНКС

АГНКС-500 («Борец»)

АГНКС-500 (Германия)

АГНКС-250

(МНПО им. Фрунзе, Сумы)

АГНКС-250 (Германия)

Паспортная производительность АГНКС, млн нм3/год

12,8

11,6

6,1

6,7

Климатическая зона

Юж
ная

Сред
няя

Север
ная

Юж
ная

Сред
няя

Север
ная

Юж
ная

Сред
няя

Север
ная

Юж
ная

Сред
няя

Север
ная

Всего потерь с учетом 10 % на неучтенные расходы, нм3/год

99000

74000

50000

46500

Расход газа на обогрев, нм3/год

29513

53443

76432

30874

55596

79579

8362

15252

21581

8362

15252

21581

Расход газа на собственные нужды, суммарный, нм3/год

128513

152443

175432

104874

129596

153579

58362

65252

71581

54862

61752

68081

Доля собственных нужд в от паспортной производительности, В

1

1,19

1,37

0,9

1,12

1,32

0,96

1,07

1,17

0,82

0,92

1,02

Таблица 6

Нормы расхода газа на отопление АГНКС в зависимости от климатических зон

Тип АГНКС

Расход газа на отопление

климатические зоны

южная

средняя

северная

нм3

нм3/мес

нм3/год

нм3

нм3/мес

нм3/год

нм3

нм3/мес

нм3/год

АГНКС-500 («Борец»)

9,2

6617

29514

10,9

7859

53443

11,3

8131

76432

АГНКС-500 (Германия)

9,6

6861

30874

11,3

8176

55596

11,8

8466

79579

АГНКС-250 (МНПО им. Фрунзе, г. Сумы); АГНКС-250 (Германия)

2,6

1858

8362

3,1

2243

15252

3,2

2296

21581

АГНКС-125

1,7

1206

5369

2

1430

9722

2,1

1479

13904

Примечание - Расход газа на отопление АГНКС-125 и АГНКС-250 приведен в качестве прогноза.

Таблица 7

Нормы УРЭ на производство КПГ, кВт·ч/м3

Реализация КПГ, тыс. м3/мес

10

20

50

100

150

200

250

300

400

500

600

800

1000

Южная климатическая зона

АГНКС-500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АГНКС с газовым обогревом

1,9

1,1

0,58

0,41

0,36

0,33

0,32

0,3

0,29

0,28

0,28

0,27

0,27

АГНКС с электрообогревом

3,6

1,9

0,91

0,58

0,47

0,42

0,38

0,36

0,33

0,32

0,31

0,29

0,28

АГНКС-250

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АГНКС с газовым обогревом

1,4

0,81

0,47

0,36

0,32

0,31

0,29

0,29

0,28

0,27

0,27

 

 

АГНКС с электрообогревом

1,6

0,95

0,53

0,39

0,34

0,32

0,31

0,3

0,28

0,28

0,27

 

 

АГНКС-125

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АГНКС с газовым обогревом

0,8

0,53

0,36

0,31

0,29

0,28

0,27

0,27

 

 

 

 

 

АГНКС с электрообогревом

0,87

0,56

0,37

0,31

0,29

0,28

0,27

0,27

 

 

 

 

 

АГНКС-75

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АГНКС с электрообогревом

0,41

0,33

0,28

0,27

0,26

0,26

 

 

 

 

 

 

 

Средняя климатическая зона

АГНКС-500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АГНКС с газовым обогревом

1,9

1,1

0,58

0,41

0,36

0,33

0,32

0,3

0,29

0,28

0,28

0,27

0,27

АГНКС с электрообогревом

5,2

2,7

1,2

0,74

0,58

0,5

0,45

041

0,37

0,35

0,33

0,31

0,3

АГНКС-250

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АГНКС с газовым обогревом

1,4

0,81

0,47

0,36

0,32

0,31

0,29

0,29

0,28

0,27

0,27

 

 

АГНКС с электрообогревом

2,1

1,2

0,62

0,44

0,37

0,34

0,32

0,31

0,3

0,29

0,28

 

 

АГНКС-125

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АГНКС с газовым обогревом

0,8

0,53

0,36

0,31

0,29

0,28

0,27

0,27

 

 

 

 

 

АГНКС с электрообогревом

1,2

0,71

0,43

0,34

0,31

0,3

0,29

0,28

 

 

 

 

 

АГНКС-75

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АГНКС с электрообогревом

0,46

0,36

0,29

0,27

0,26

0,26

 

 

 

 

 

 

 

Северная климатическая зона

АГНКС-500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АГНКС с газовым обогревом

1,9

1,1

0,58

0,41

0,36

0,33

0,32

0,3

0,29

0,28

0,28

0,27

0,27

АГНКС с электрообогревом

5,8

3,5

1,5

0,9

0,68

0,57

0,51

0,47

0,41

0,38

0,36

0,33

0,31

АГНКС-250

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АГНКС с газовым обогревом

1,4

0,81

0,47

0,36

0,32

0,31

0,29

0,29

0,28

0,27

0,27

 

 

АГНКС с электрообогревом

2,5

1,4

0,71

0,48

0,4

0,36

0,34

0,33

0,31

0,3

0,29

 

 

АГНКС-125

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АГНКС с газовым обогревом

0,8

0,53

0,36

0,31

0,29

0,28

0,27

0,27

 

 

 

 

 

АГНКС с электрообогревом

1,4

0,85

0,49

0,37

0,33

0,31

0,3

0,29

 

 

 

 

 

АГНКС-75

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АГНКС с электрообогревом

0,51

0,38

0,3

0,28

0,27

0,26

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 8

Нормы УРЭ на производство КПГ на АГНКС-50

Реализация КПГ, тыс. м3/мес

10

20

50

100

150

200

250

300

400

500

600

800

1000

Южная климатическая зона

УРЭ, кВт·ч/м3

0,33

0,29

0,27

0,26

0,26

 

 

 

 

 

 

 

 

Средняя климатическая зона

УРЭ, кВт·ч/м3

0,35

0,3

0,27

0,26

0,26

 

 

 

 

 

 

 

 

Северная климатическая зона

УРЭ, кВт·ч/м3

0,37

0,31

0,27

0,26

0,26

 

 

 

 

 

 

 

 

6. Методические указания по расчету нормируемых показателей

6.1. Расчет норм расхода масла

6.1.1. Смазка цилиндров и сальников поршневых компрессоров производится способом подачи масла под давлением непосредственно на рабочие поверхности.

6.1.2. Подача масла на поверхность цилиндров и ее регулирование осуществляется лубрикатором золотникового либо клапанного типа, представляющего собой многоплунжерный насос с отдельными насосными элементами, каждый из которых питает только одну точку смазки.

6.1.3. Расход масла для смазки цилиндров I и II ступеней сжатия следует определять исходя из норм: 0,0025 г на 1 м2 смазываемой поверхности для горизонтальных компрессоров и 0,002 г на 1 м2 - для вертикальных в соответствии с методикой, представленной в источнике [8]. Для цилиндров III и IV ступеней сжатия норма расхода масла определяется по графику, приведенному в приложении А.

6.1.3.1. Расчет часового расхода масла для смазки цилиндров, Мц , г, вычисляют по формуле

Мц = 7200 · q · p · D · S · n,                                                         (6.1)

где - диаметр цилиндра, м;

S - ход поршня, м;

n - частота вращения, с-1;

- расход масла на 1 м2 смазываемой поверхности, г.

6.1.3.2. Расчет часового расхода масла для смазки сальников, Мс, г, вычисляют по формуле

Мс = 7200 · qс · p · d · S · n,                                                         (6.2)

где d - диаметр штока, м;

qс - расход масла на 1 м2 смазываемой поверхности штока, г.

Расход масла в сальниках составляет qс = 0,01 - 0,03 г на 1 м2 смазываемой поверхности штока, причем большие значения указаны для сальников высокого давления.

6.1.3.3. Суммарный расход масла на смазку цилиндро-поршневой группы, МS, г/ч, составляет

МS = Мц + Мс.                                                                   (6.3)

6.1.3.4. Норму удельного расхода масла на смазку цилиндро-поршневой группы СКУ, qм, кг/1000 м3, вычисляют по формуле

qм = (МS / Vк) · 1000,                                                              (6.4)

где Vк - производительность компрессора, м3/ч.

Потери масла в системе циркуляционной смазки механизма движения составляют в месяц от 5 % до 20 % минутной производительности маслонасоса.

6.2. Расчет норм расхода охлаждающей жидкости (антифриз, тосол)

6.2.1. Межступенчатое и конечное охлаждение газа на компрессорных установках, а также охлаждение газа регенерации осуществляется антифризом (тосолом) в системе замкнутого цикла.

6.2.2. Удельный расход охлаждающей жидкости, qa, л/1000 м3, вычисляют по формуле

qa = (Va / Q · C) · 1000 · Kз,                                                    (6.5)

где Va - объем охлаждающей жидкости в системе охлаждения, л;

Q - количество отпущенного газа на АГНКС, нм3/год;

С - срок отработки охлаждающей жидкости (С = 3), год;

Kз - коэффициент загрузки АГНКС, %.

6.2.3. Коэффициент загрузки АГНКС вычисляют по формуле

Kз = Q Qпроект.,                                                                   (6.6)

где Qпроект. - проектная производительность АГНКС, нм3/год.

6.3. Расчет норм расхода адсорбента для осушки газа

Процесс осушки газа осуществляют в установке осушки, которая состоит из двух адсорберов, один из которых находится в режиме осушки газа, а второй - в режиме регенерации адсорбента.

6.3.1. Удельный расход адсорбента для осушки КПГ, qад, кг/1000 нм3, вычисляют по формуле

qад = (G / Q · С) · 1000 · Kз,                                                         (6.7)

где - масса адсорбента, засыпаемая в адсорбер, кг;

- количество отпущенного газа на АГНКС, нм3/год;

С - срок отработки, учитывающий снижение влагоемкости осушителя (С = 2), год;

Kз коэффициент загрузки АГНКС, %.

6.4. Расчет норм расхода газа на собственные нужды и технологические потери АГНКС

Для расчета необходимо выполнить:

- анализ технологической схемы и оборудования;

- анализ режима работы АГНКС и эксплуатационной технической документации;

- расчет потерь газа;

- расчет расхода газа на обогрев помещений;

- определение суммарного расхода газа на собственные нужды при различной производительности АГНКС и расчет норматива процента потерь в зависимости от производительности.

6.4.1. Анализ технологической схемы и оборудования включает:

- расчет объема сосудов (аппаратов) обвязки;

- определение количества линий сброса газа в атмосферу;

- определение параметров ступеней компрессора (ов).

6.4.2. Анализ режима работы АГНКС и эксплуатационной технической документации включает:

- расчет количества моточасов работы компрессоров;

- расчет количества продувок аппаратов;

- расчет количества регламентных операций.

6.4.3. Расчет потерь газа состоит:

- из расчета величины утечек через сальники штоков компрессоров;

- расчета утечек через арматуру;

- расчета величины сброса из шлангов газозаправочных колонок;

- расчета потерь при продувках оборудования;

- расчета потерь газа при регламентных операциях.

6.4.4. Расчет расхода газа на обогрев помещений.

Количество газа для отопления АГНКС пропорционально объему помещений на ней находящихся: на АГНКС-500 («Борец») - 3848 м3, АГНКС-500 (Германия) - 4006 м3, АГНКС-250 - 1100 м3, АГНКС-125 - 700 м3.

Расчет расхода газа на отопление помещений АГНКС выполнен по методике, представленной в источнике [9] и СНиП 23-01-99 [2].

6.4.4.1. Максимальную тепловую мощность на отопление АГНКС, WТ, Вт, вычисляют по формуле

WT = VН · qуд · (tвн - tн.р.) · a,                                                         (6.8)

где Vн - объем помещений АГНКС, м3;

qуд - удельная тепловая характеристика здания, учитывающая расход теплоты на отопление, Вт/(м3·°C);

tвн - усредненная расчетная температура внутреннего воздуха за отопительный сезон, °C;

tн.р. - расчетная температура наружного воздуха для холодного периода, °C;

а - поправочный коэффициент для промышленных зданий, учитывающий среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.

6.4.4.2. Максимальную тепловую мощность на вентиляцию, Wв, Вт, вычисляют по формуле

Wв = WT · 0,25.                                                                 (6.9)

6.4.4.3. Суммарный тепловой поток, QTкДж/ч, на отопление АГНКС вычисляют по формуле

QT = (WT + Wв) · 3,6.                                                            (6.10)

6.4.4.4. Часовой расход газа на отопление, Рч, м3/ч, вычисляют по формуле

Рч = QT / Qг,                                                                    (6.11)

где Qг - объемная теплота сгорания природного газа, кДж/м3 (31800 - 36000).

6.4.4.5. Годовой расход газа на отопление АГНКС, Р, м3/год, вычисляют по формуле

Р = Рч · П · Т,                                                                 (6.12)

где П - продолжительность отопительного периода в зависимости от климатической зоны, сут (южная зона - 134, или 4,5 мес; средняя зона - 205, или 6,8 мес; северная зона - 281, или 9,4 мес);

Т - 24 ч.

6.4.5. Определение суммарного расхода газа на собственные нужды при различной производительности АГНКС и расчет норматива процента потерь в зависимости от производительности.

Расчет суммарного расхода газа на собственные нужды и технологические потери, Р, нм3/год, при различной производительности АГНКС вычисляют по формуле

P = Q · B,                                                                     (6.13)

где Q - количество отпущенного на АГНКС газа, нм3/год;

В - доля собственных нужд в % соответствующего типа АГНКС в зависимости от климатической зоны (см. таблицу 5).

Пример - В 2003 г. АГНКС-500 («Борец») в г. Армавире имела годовую производительность 841 тыс. нм3/год при проектной производительности 12,8 млн нм3/год.

По таблице 5 определяется коэффициент В = 1,0 (южная климатическая зона).

Величина расхода газа на собственные нужды и технологические потери на АГНКС составит

Р = (841000 · 1,0) : 100 = 8410 нм3/год.

6.5. Расчет норм удельного расхода электроэнергии на АГНКС

6.5.1. Суммарный УРЭ на технологию компримирования природного газа, WT, кВт·ч/1000 м3, вычисляют по формуле

WT = W0 + Wд,                                                                   (6.14)

где W- удельные затраты энергии в компрессоре, кВт·ч/1000 м3;

Wд - дополнительные удельные затраты на привод электродвигателей вентиляторов АВО, маслонасосов, насосов антифриза, подогрев масла и других технологических узлов, кВт·ч/1000 м3.

Полный расход электроэнергии на технологию компримирования составляет 200 - 250 кВт·ч/1000 м3 в соответствии с [10]. Для расчета норм удельного расхода электроэнергии на АГНКС усредненный УРЭ на технологию принят равным 250 кВт·ч/1000 м(0,25 кВт·ч/м3), что достаточно при существующих входных давлениях на действующих АГНКС. Этот показатель не зависит от загрузки АГНКС.

6.5.2. Величину затрат электроэнергии на вспомогательные нужды, А, кВт·ч, вычисляют по формуле

A = A0 + A1,                                                              (6.15)

где A0 - постоянная составляющая потребления электроэнергии на вспомогательные нужды (освещение, вентиляция, катодная защита), зависящая только от типа АГНКС, кВт·ч, приведенная в таблице 9;

A1 - составляющая затрат электроэнергии, зависящая от системы отопления (отсутствует до начала отопительного сезона), кВт·ч, приведенная в таблице 9.

Расчет удельного расхода электроэнергии на производство КПГ на АГНКС выполнен с учетом продолжительности отопительного сезона в зависимости от климатической зоны.

При расчете УРЭ для АГНКС с газовым обогревом в расходе электроэнергии на вспомогательные нужды учтена работа котельной (привод насоса).

6.5.3. Величину потребляемой АГНКС электроэнергии, зависящую от производительности станций, W, кВт·ч, вычисляют по формуле

W = (WT · Q) + A,                                                              (6.16)

где Q - количество реализованного КПГ, тыс. нм3;

6.5.4. Удельный расход электроэнергии, УРЭ, кВт·ч/м3, вычисляют по формуле

УРЭ = W / Q.                                                                  (6.17)

Удельное энергопотребление по АГНКС в целом при работе на низких давлениях возрастает пропорционально. То есть по сравнению с работой в номинальном режиме, когда реальный удельный расход электроэнергии должен быть близок к 0,26 кВт·ч/м3, в случае работы на пониженных давлениях УРЭ может достигать 0,50 - 0,75 кВт·ч/м3.

Расход электроэнергии на вспомогательное оборудование рассчитан на основе его паспортной мощности и времени работы 3000 ч в год и приведен в таблице 9.

Таблица 9

Расход электроэнергии на вспомогательные нужды АГНКС

Тип АГНКС

500

250

125

75

50

40

Расход электроэнергии на привод вспомогательного оборудования А0, тыс. кВт·ч/год (тыс. кВт·ч/мес)

162,0 (13,5)

100,0 (8,3)

31,0 (2,6)

11,4 (1,0)

6,8 (0,6)

5,9 (0,5)

Расход электроэнергии на привод насоса в котельной при газовом обогреве, тыс. кВт·ч/мес

2,9

-

-

-

-

-

Расход электроэнергии на отопление A1, тыс. кВт·ч/год (тыс. кВт·ч/мес):

 

 

 

 

 

 

Южная климатическая зона

236,1 (52,5)

67,5 (15,0)

43,1 (9,6)

7,2 (1,6)

2,6 (0,6)

2,6 (0,6)

Средняя климатическая зона

427,5 (62,9)

122,0 (17,9)

77,7 (11,4)

13,0 (1,9)

4,8 (0,7)

4,8 (0,7)

Северная климатическая зона

611,7 (65,1)

174,7 (18,6)

111,3 (11,8)

18,6 (2,0)

6,8 (0,7)

6,8 (0,7)

Приложение А
(рекомендуемое)

График для определения удельного расхода масла для смазки ЦПГ

Библиография

[1]

Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром»

ВРД 39-2.5-082-2003

Правила технической эксплуатации автомобильных газонаполнительных компрессорных станций

[2]

Строительные нормы и правила СНиП 23-01-99

Строительная климатология

[3]

Технологический регламент по заправке автомобилей сжатым природным газом на АГНКС МБКИ-250 (утвержден РАО «Газпром» 20.09.1994)

[4]

Технологический регламент по заправке автомобилей сжатым природным газом на АГНКС-500 с компрессорными установками типа 2ГМ4-1,3/12-250 (утвержден РАО «Газпром» 20.09.1994)

[5]

Технологический регламент по заправке автомобилей сжатым природным газом на АГНКС-500 с компрессорными установками типа 4HR3KN-200/210-5-249WLK (утвержден РАО «Газпром» 20.09.1994)

[6]

Технологический регламент по заправке автомобилей сжатым природным газом на АГНКС-500 с компрессорными установками типа 2BVTN/3 (утвержден РАО «Газпром» 20.09.1994)

[7]

Технологический регламент по заправке автомобилей сжатым природным газом на АГНКС-250 с компрессорными установками типа 2HB2K-160/100S1 (утвержден РАО «Газпром» 20.09.1994)

[8]

Френкель М.И. Поршневые компрессоры. - Л.: Машиностроение, 1969

[9]

Тихомиров К.В., Сергеенко Э.С. Теплотехника, теплогазоснабжение и вентиляция. - М.: Стройиздат, 1991

[10]

Временные нормы эксплуатационных расходов на производство компримированного природного газа (утверждены ОАО «Газпром» 26.03.2001)

Ключевые слова: нормы, эксплуатационные расходы, производство, компримированный природный газ, автомобильная газонаполнительная компрессорная станция, стационарная компрессорная установка, адсорбент, масло, охлаждающая жидкость, удельный расход электроэнергии