СТО Газпром 2-3.5-113-2007

 

Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-3.5-113-2007

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-3.5-113-2007

 

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

 

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,

СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО "ГАЗПРОМ"

 

 

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ ОБЪЕКТОВ И СИСТЕМ

 

СТО Газпром 2-3.5-113-2007

 

ОКС 75.180.01

 

Дата введения - 2007-11-15

 

 

Предисловие

 

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

 

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

 

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

 

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

 

 

1 Область применения

 

Настоящий стандарт устанавливает:

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

- порядок расчета показателей энергоэффективности технологических объектов магистрального транспорта газа;

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

Положения настоящего стандарта обязательны для применения:

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

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

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

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

 

 

 

2 Нормативные ссылки

 

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

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

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

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

ГОСТ 20440-75 Установки газотурбинные. Методы испытаний

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

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

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

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

 

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

 

3 Термины и определения

 

В настоящем стандарте использованы следующие термины с соответствующими определениями:

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

[ГОСТ Р 51387, приложение А]

 

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

[ГОСТ Р 51387, приложение А]

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

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

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

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

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

 

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

 

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

[ГОСТ Р 51541]

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

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

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

 

4 Сокращения и обозначения

 

4.1 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АВО - аппарат воздушного охлаждения;

ГПА - газоперекачивающий агрегат;

ГТС - газотранспортная система;

ГТУ - газотурбинная установка;

КИП - контрольно-измерительный прибор;

КПД - коэффициент полезного действия;

КЦ - компрессорный цех;

КС - компрессорная станция;

ЛПУ - линейное производственное управление;

ОК - осевой компрессор;

ПДС - производственно-диспетчерская служба;

ПТН - прочие технологические нужды;

СИ - средство измерений;

СКЗ - система катодной защиты;

СТН - собственные технологические нужды;

ТГ - топливный газ;

ТП - технологические потери;

ТЭР - топливо энергетические ресурсы;

ЦБН - центробежный нагнетатель;

ЭГПА - электроприводной газоперекачивающий агрегат;

ЭП - электропривод;

ЭСН - электростанция собственных нужд;

ЭТТР - эквивалентная товаротранспортная работа.

 

4.2 Обозначения

4.2.1 В настоящем стандарте применены следующие обозначения:

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

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

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

N - мощность, кВт;

h - коэффициент полезного действия, безразмерный или %;

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

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

Е - обозначение показателей локальной энергоэффективности объектов ГТС;

Э - обозначение показателей системной энергоэффективности объектов ГТС;

e - степень повышения давления газа, безразмерная величина;

t - температура, °С;

T - температура, К;

Р - абсолютное давление газа, МПа;

- коэффициент сжимаемости газа, безразмерная величина;

А - обозначение товаротранспортной работы.

4.2.2 Индексы обозначений параметров

В настоящем стандарте применены следующие индексы:

1, 2 - значения параметра на входе и выходе;

в - воздух;

ГГПА - газотурбинный газоперекачивающий агрегат;

гтс - газотранспортная система;

гту - газотурбинная установка;

е - эффективное значение;

кс - компрессорная станция;

кц - компрессорный цех;

лч - линейная часть;

м - механический;

н - нагнетатель;

пол - политропный;

рец - рециркуляция;

стн - собственные технологические нужды;

тг - топливный газ;

ттр - товаротранспортная работа;

тэр - топливно-энергетические ресурсы;

ЭГПА - электроприводной газоперекачивающий агрегат;

эк - электроэнергия, расходуемая на компримирование;

эп - электропривод;

эттр - эквивалентная товаротранспортная работа.

 

5 Показатели энергоэффективности газоперекачивающего агрегата

 

5.1 Состав показателей энергоэффективности газоперекачивающего агрегата

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

 

Таблица 5.1

 

Показатели энергоэффективности ГПА

 

Показатель

Единица измерения

Обозначение

Характеристика

Коэффициент полезного действия ГГПА

-

hГГПА

Относительный показатель энергоэффективности ГПА

Коэффициент полезного действия ЭГПА

-

hЭГПА

Относительный показатель энергоэффективности ЭГПА

Удельный расход топливного газа ГГПА

кг у.т./кВт×ч

Удельный показатель энергоэффективности ГГПА

Удельный расход электроэнергии на компримирование ЭГПА

кВт×ч/кВт×ч

Удельный показатель энергоэффективности ЭГПА

 

5.2 Коэффициент полезного действия газоперекачивающего агрегата

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

hГГПА = hе×hпол,                                                                 (1)

где hе - эффективный КПД ГТУ;

hпол - политропный КПД ЦБН.

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

,                                                                  (2)

где Nе - эффективная мощность на муфте привода, кВт;

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

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

Эффективная мощность на муфте привода вычисляется по формуле

,                                                                  (3)

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

Ni - внутренняя мощность ЦБН, кВт.

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

                                       (4)

где  - показатель псевдоизоэнтропы;

zср - среднее значение коэффициента сжимаемости природного газа;

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

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

qн - коммерческая производительность ЦБН, млн м3/сут;

R - газовая постоянная, кДж/кг×К.

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

Т = t1н + 273,15;

(5)

Т t + 273,15,

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

Показатель псевдоизоэнтропы вычисляется по формуле

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

где tср - среднее значение температуры, °С;

Dв - относительная плотность газа по воздуху;

mТ - температурный показатель политропы, вычисляется по формуле

,                                                               (7)

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

Среднее значение температуры вычисляют по формуле

.                                                           (8)

Относительную плотность газа по воздуху вычисляют по формуле

,                                                           (9)

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

Среднее значение коэффициента сжимаемости природного газа вычисляется по формуле

,                                                       (10)

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

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

z = 1 - [(10,2×Plн - 6)(0,345×10-2×Dв - 0,446×10-3) + 0,015]×[1,3 - 0,0144×(Т1н - 283,2)];  (11)

z = 1 - [(10,2×P - 6)(0,345×10-2×Dв - 0,446×10-3) + 0,015]×[1,3 - 0,0144×(Т2н - 283,2)];  (12)

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

.                                                         (13)

5.2.2 КПД ЭГПА, hЭГПА, вычисляется по формуле

hЭГПА = hэдв×hр×hпол.                                                       (14)

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

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

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

kNe - коэффициент технического состояния ГТУ по мощности;

kтг - коэффициент технического состояния ГТУ по топливному газу;

kн – коэффициент технического состояния ЦБН;

kр – режимный коэффициент работы нагнетателя.

5.2.3.1 Коэффициент технического состояния ГТУ по мощности вычисляется по формуле

,                                                                (15)

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

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

,                                                 (16)

Ра - барометрическое давление, МПа, измеряется;

Т3 - температура на входе компрессора, К, измеряется.

5.2.3.2 Коэффициент технического состояния ГТУ по топливному газу вычисляется по формуле

,                                                                (17)

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

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

,                                                   (18)

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

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

5.2.3.3 Коэффициент технического состояния ЦБН вычисляется по формуле

,                                                               (19)

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

 - номинальное значение политропного КПД ЦБН, используются паспортные данные.

Приведенный объемный фактический расход газа  вычисляется по формуле „ '

,                                                      (20)

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

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

5.2.3.4 Режимный коэффициент работы нагнетателя вычисляется по формуле

,                                                                    (21)

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

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

.

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

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

Значения политропного КПД ЦБН корректируются с учетом полученного значения kн.

hпол = kн×.                                                       (23)

 

5.3 Удельный расход топливного газа газотурбинного газоперекачивающего агрегата

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

.                                                        (24)

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

.                                                      (25)

 

5.4 Удельный расход электроэнергии на компримирование электроприводного газоперекачивающего агрегата

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

.                                                          (26)

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

 

6 Показатели энергоэффективности компрессорного цеха

 

6.1 Состав показателей энергоэффективности компрессорного цеха

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

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 6.1

 

Показатели энергоэффективности КЦ

 

Показатель

Единица измерения

Обозначение

Характеристика

1. Показатели локальной энергоэффективности КЦ

1.1 Коэффициент полезного действия КЦ

-

hкц

Относительный показатель энергоэффективности КЦ

1.2 Удельный расход топливного газа КЦ

кг у.т./кВт×ч

На единицу политропной работы сжатия КЦ

1.3 Удельный расход газа на прочие технологические нужды КЦ

м3/кВт×ч

На единицу политропной работы сжатия КЦ

1.4 Удельные потери газа КЦ

м3/кВт×ч

На единицу политропной работы сжатия КЦ

1.5 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа КЦ

кВт×ч/кВт×ч

На единицу политропной работы сжатия КЦ

1.6 Удельный расход ТЭР КЦ

кг у.т./кВт×ч

На единицу политропной работы сжатия КЦ

2. Показатели системной энергоэффективности КЦ

2.1 Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН КЦ

м3/млн м3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы КЦ

2.2 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН КЦ

кВт×ч/млн м3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы КЦ

2.3 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР на СТН КЦ

кг у.т./млнм3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы КЦ

 

6.2 Коэффициент полезного действия компрессорного цеха

Коэффициент полезного действия КЦ hкц вычисляется по формуле

hкц = kс×kрец×hн,                                                                 (27)

где kс - коэффициент гидравлических сопротивлений обвязки КЦ;

kрец - коэффициент рециркуляции газа в технологической обвязке КЦ;

hн - эксплуатационный КПД ЦБН.

Коэффициент kс вычисляется по формуле

,                                                       (28)

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

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

eкц - степень повышения давления КЦ.

Степень повышения давления газа в КЦ вычисляется по формуле

,                                                                 (29)

где Р1кцР2кц - средние абсолютные давления на входе нагнетателей первой ступени и на выходе нагнетателей последней ступени сжатия, МПа, вычисляемые по формулам

,                                                            (30)

,                                                            (31)

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

п - количество работающих ГПА в КЦ.

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

 

Таблица 6.2

 

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

 

eкц

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

10,0

5,7

3,9

3,1

2,6

2,3

 

Коэффициент рециркуляции вычисляется по формуле

,                                                             (32)

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

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

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

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

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

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

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

hм - механический КПД нагнетателя.

 

6.3 Удельный расход топливного газа компрессорного цеха

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

,                                                         (34)

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

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

Политропная работа сжатия КЦ вычисляется по формуле

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

где z1кц - коэффициент сжимаемости газа на входе в КЦ;

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

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

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

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

где Dв - вычисляется по формуле (9).

 

6.4 Удельный расход газа на прочие технологические нужды компрессорного цеха

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

,                                                                 (37)

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

t - календарное время работы КЦ, ч;

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

,                                                          (38)

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

ni - количество ГПА i-го типа в КЦ;

r - общее количество ГПА, установленных в КЦ.

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

- продувка пылеуловителей и фильтров-сепараторов;

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

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

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

 

6.5 Удельные технологические потери газа компрессорного цеха

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

,                                                               (39)

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

 

6.6 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа компрессорным цехом

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

,                                                         (40),

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

 

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

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

,                                                         (41)

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

 = kг + kэ,                                                  (42)

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

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

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

,                                                             (43)

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

Объем газа, расходуемого на СТН КЦ, вычисляется по формуле

 =  +  +.                                                  (44)

Расход электроэнергии на СТН КЦ вычисляется по формуле

 =  +  + DWкц,                                                (45)

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

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

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

 

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

 

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

 

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

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

,                                                        (46)

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

 = ,                                       (47)

с1 - константа для согласования размерностей, при измерении давлений Р1кцР2кц в кгс/см2 принимается равной 10,138;

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

,                                                    (48)

DР1кцDР2кц - потери давления в технологических коммуникациях на входе и выходе КЦ, МПа, измеряется.

 

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

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

.                                                        (49)

 

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

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

.                                                        (50)

 

 

 

7 Показатели энергоэффективности компрессорной станции

 

7.1 Состав показателей энергоэффективности компрессорной станции

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

 

Таблица 7.1

 

Показатели энергоэффективности КС

 

Показатель

Единица измерения

Обозначение

Примечание

Показатель локальной энергоэффективности КС

Удельный расход ТЭР КС

кг у.т./кВт×ч

На единицу суммарной политропной работы сжатия КС

Показатель системной энергоэффективности КС

Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КС

кг у.т./млн м3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы КС

 

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

Удельный расход ТЭР на СТН КС вычисляется по формуле

,                                                                  (51)

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

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

Суммарный расход ТЭР КС вычисляется по формуле

 = kг + kэ,                                                        (52)

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

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

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

 =  +  +,                                                     (53)

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

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

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

Объем топливного газа, расходуемого КС, вычисляется по формуле

,                                                              (54)

где S1 - количество КЦ с газотурбинным приводом.

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

,                                       (55)

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

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

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

- количество КЦ.

Технологические потери газа КС вычисляются по формуле

,                                                                  (56)

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

Расход электроэнергии на СТН КС вычисляется по формуле

 =  +  + DWкц,                                                (57)

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

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

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

Расход электроэнергии КС на компримирование вычисляется суммированием по всем КЦ:

,                                                            (58)

где S2 - количество КЦ с электроприводом.

Расход электроэнергии на ПТН КС вычисляют по формуле

,                                              (59)

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

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

Потери электроэнергии КС вычисляются по формуле

,                                                 (60)

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

 

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

 

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

,                                                        (61)

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

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

,                                                             (62)

где  вычисляется по формуле (52);

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

.                                                           (63)

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

 

8 Показатели энергоэффективности газотранспортной системы

 

8.1 Состав показателей энергоэффективности газотранспортной системы

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

Таблица 8.1

 

Показатель энергоэффективности

Единица измерения

Обозначение

Примечание

1 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР на СТН ГТС

кг у.т./млн м3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы ГТС

2 Удельный показатель эффективности расхода топливного газа ГТС

м3/млн м3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы ГТС

3 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на компрмирование газа ГТС

кВт×ч/млн м3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы ГТС

4 Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН ГТС

м3/млн м3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы ГТС

5 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН ГТС

кВт×ч/млн м3×км

На единицу эквивалентной товаротранспортной работы ГТС

6 Показатель энергоэффективности линейного участка ГТС

кг у.т./км

Элу

На единицу длины линейного участка

7 Удельный расход газа на СТН ГТС

м3/млн м3×км

На единицу товаротранспортной работы ГТС

 

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

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

 = kг + kэ,                                                        (64)

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

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

Объем газа, расходуемого на СТН ГТС, вычисляется по формуле

 =  +  +,                                                   (65)

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

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

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

Топливный газ, расходуемый ГТС, вычисляется по формуле

,                                                               (66)

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

- количество КС.

Объем газа, расходуемого на ПТН ГТС, вычисляется по формуле

,                                                    (67)

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

F количество участков ЛЧ.

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

Количество электроэнергии, расходуемой на СТН ГТС, вычисляется по формуле

,                                         (68)

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

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

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

Расход электроэнергии на компримирование газа в ГТС вычисляют по формуле

,                                                             (69)

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

Расход электроэнергии на прочие технологические нужды ЛЧ вычисляют по формуле

 =  +  + ,                                             (70)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Составляющую Авх вычисляют по формуле

Aвх cQвх,                                                             (72)

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

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

Составляющую Авых вычисляют по формуле

Aвых cQвых,                                                            (73)

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

Составляющую Апост вычисляют по формуле

Апост = ,                                                       (74)

где - количество притоков газа;

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

Составляющую Аотб вычисляют по формуле

Аотб = ,                                                (75)

где - количество отборов газа;

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

ЭТТР КС  вычисляется по формуле (62).

Составляющую  вычисляется по формуле

 = ,                                        (76)

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

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

.                                                        (77)

 

8.3 Удельный показатель эффективности расхода топливного газа газотранспортной системой

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

,                                                   (78)

где  - вычисляют по формуле (47);

S1 - количество КЦ с газотурбинными ГПА.

 

8.4 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на компримирование газа газотранспортной системой

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

,                                                  (79)

где S2 - количество КЦ с ЭГПА.

 

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

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

.                                                    (80)

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

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

.                                                  (81)

 

8.7 Удельный показатель энергоэффективности линейного участка

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

,                                                            (82)

где lлу - длина линейного участка, км;

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

 = cQлу,                                                 (83)

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

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

 

8.8 Удельный расход газа на собственные технологические нужды газотранспортной системы

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

,                                                       (84)

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

,                                                        (85)

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

F - количество линейных участков.

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

 

9 Требования к точности расчета показателей энергоэффективности

 

9.1 Порядок расчета погрешностей показателей энергоэффективности

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

У Р(х1х2 ... хn),                                                         (86),

где У - показатель энергоэффективности;

х1х2 ... хn - входящие в формулу параметры (расход газа, механическая мощность, давление, температура, количество электрической энергии, электрическая мощность и др.).

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

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

- проводится анализ уравнений измерения (расчетных формул);

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

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

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

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

,                                                 (87)

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

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

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

 

9.2 Пример оценки среднеквадратичной погрешности расчета показателей энергоэффективности

9.2.1 Расчет СКО оценки погрешности расчета коэффициента полезного действия ГПА.

Формула расчета показателя энергоэффективности ГПА имеет следующий вид:

hГГПА = hс×hпол.

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

,                                            (88)

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

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

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

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

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

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

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

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

 ≤ ± 6,8%.                                                           (89)

9.2.2 Расчет оценки СКО погрешности удельного расхода топливного газа КЦ.

Формула расчета показателя энергоэффективности КЦ имеет следующий вид:

.

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

,                                              (90)

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

s - СКО относительной погрешности расчета политропной работы сжатия КЦ.

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

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

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

dLкц = dQкц + dz1кц + dT1кц + 0,3(dPdP1),                                          (91)

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

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

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

dP1dP2 - относительные погрешности измерения давления газа на входе и выходе КЦ.

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

s,               (92)

где  - СКО относительной погрешности измерений и расчета соответствующих величин.

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

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

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

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

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

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

 

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

 

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

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

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

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

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

 

Таблица 9.1

 

Требования к точности расчета показателей энергоэффективности ГПА, КЦ

 

 

 

 

Показатель энергоэффективности

Обозначение

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

Требования к СКО оценки относительной погрешности расчета параметров, %

Примечание

1 Коэффициент полезного действия ГПА

hГГПА

±5,3¸6,8

КПД ЦБН - не более ±3,0

КПД газотурбинной установки - не более ±6,0

Требования к точностным характеристикам СИ представлены в приложении Ж

hЭГПА

±3,2¸3,6

КПД ЦБН - не более ±3,0

КПД электродвигателя - не более ±2,0

2 Коэффициент полезного действия КЦ

hкц

Не более ±6,5

Эксплуатационный КПД ЦБН - не более ±4,0

Коэффициент рециркуляции - не более ±5,0

Коэффициент гидравлических сопротивлений обвязки - не более ±1,0

3 Удельный расход топливного газа КЦ

Не более ±5,8

Расход топливного газа КЦ - не более ±2,5

Расход транспортируемого газа КЦ - не более ±5,0

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

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

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

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

4 Удельный расход газа на прочие технологические нужды КЦ

Не более ±7,2

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

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

5 Удельные потери природного газа КЦ

Не более ±10,1

Технологические потери газа КЦ - не более ±10

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

6 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа КЦ

Не более ±5,6

Расход электроэнергии на компримирование - не более ±2,0

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

7 Удельный расход ТЭРКЦ

Не более ±6,7

Расход газа на СТН КЦ - не более ±3,0

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

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

8 Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН КЦ

Не более ±6,3

Расход газа на СТН КЦ - не более ±3,0

 

9 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН КЦ

Не более ±6,3

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

 

10 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КЦ

Не более ±6,9

Расход газа на СТН КЦ - не более ±3,0

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

 

 

 

 

 

 

 

Приложение А

(рекомендуемое)

 

Справочные данные по характеристикам газоперекачивающих агрегатов

 

Таблица А.1

 

Основные технические характеристики электроприводных ГПА

 

 

 

Наименование показателя

Единица измерения

Тип электроприводного агрегата

АЗ-4500-1500

СТМ-4000

СТД-4000

ЭГПА-Ц-6,3

СГД-12500

СДГ-, СДГМ-

-12500

ЭГПА-25Р

Номинальная мощность электродвигателя

кВт

4500

4000

4000

6300

12500

12500

25000

Частота вращения ротора электродвигателя

мин-1

3000

3000

3000

3000

3000

3000

2900-3700

Масса электродвигателя

кг

26800

20000

12920

21950

29500

36000

80400

Тип ЦБН

-

280-11-1

280-11-6

280-11-6

НЦ-6,3/

125-2,2

370-18-2

(235-21-3)

285-22-1

650-12-1

Частота вращения ротора компрессора

мин-1

7950

7980

7980

7970

4800

5000

3700

Давление на входе в ЦБН

ата

45,0

45,0

45,0

56,8

62,0

(50,7)

50,7

52,8

Давление на выходе из ЦБН

ата

56,0

56,0

56,0

125,0

76,0

(76,0)

76,0

76,0

Коммерческая производительность

млн м3/сутки

13,0

13,0

13,0

4,5

37,0

21,9

46,0

Политропный КПД

%

84,0

84,0

84,0

73,0

84,0

84,0

82,0

КПД электродвигателя

%

97,4

97,5

97,5

97,5

97,9

97,8

96,5

КПД редуктора

%

98,0

98,0

98,0

98,0

98,0

98,0

98,0

 

Таблица А.2

 

Номинальные параметры газотурбинных ГПА

 

Тип ГПА

Номинальная мощность ГТУ,  кВт

Номинальный КПДГТУ, 

ГТ-700-5

4250

0,250

ГТК-5

4400

0,260

Таурус-60

5100

0,320

ГТ-6-750 (ГТН-6)

6000(6300)

0,240

ГТ-750-6

6000

0,270

ГТ-750-6М

6000

0,300

ГПА-Ц-6,3

6300

0,240

ГПА-Ц-6,3А

6300

0,300

ГПА-Ц-6,3Б

6300

0,290

ГПА-Ц-8Б

8000

0,300

ГПА-Ц-6,3С

6300

0,305

ГТК-10

10000

0,290

ГТК-10М

10000

0,320

ГПУ-10

10000

0,276

ГТК-10И

10300

0,259

ГТК-10ИР

9500

0,330

ГПА-10 Урал

10000

0,340

Коберра-182

12900

0,275

ГПА-12 Урал, ГПА-12Р Урал

12000

0,340

ГПА-16 Урал, ГПА-16Р Урал

16000

0,363

ГТН-16

16000

0,290

ГТН-16М1

16000

0,310

ГТНР-16

16000

0,330

ГПА-Ц-16

16000

0,274

ГПА-Ц-18

18000

0,294

ГПА-16МЖ

16000

0,300

ГПА-16МГ, ГПА-Ц-16С

16000

0,340

ПЖТ-21С, ГПА-Ц-16АЛ

16000

0,355

ГПА-16 Волга

16000

0,365

ГТН-25

27500

0,281

ГТН-25-1

25000

0,320

ГТК-25И

23900

0,278

ГТК-25ИР

22200

0,345

ГТНР-25И(В)

22200

0,347

ГТНР-25И(С)

24600

0,354

ГПА-Ц-25

25000

0,345

ГПА-25 Урал

25000

0,394

 

 

Приложение Б

(рекомендуемое)

 

Пример расчета и анализа показателей энергоэффективности газоперекачивающего агрегата

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

Таблица Б.1

 

Измеряемые параметры ГПА в КЦ

 

Наименование параметра

Обозначение

Ед. изм.

По агрегатам (станционный номер/тип привода)

1

2

3

4

ГПА-Ц-18

ГПА-Ц-18

ГПА-Ц-16

ГПА-Ц-18

1 Барометрическое давление

В

МПа

0,099

2 Температура на входе в ОК

t3

°С

8,4

6,8

8,5

8,0

3 Давление газа на входе в нагнетатель

Р

кг/см2

54,20

54,45

54,60

54,20

4 Давление газа на выходе из нагнетателя

Р

кг/см2

72,00

72,30

72,40

71,90

5Температура газа на входе в нагнетатель

t

°С

18,9

19,0

18,8

18,9

6 Температура газа на выходе из нагнетателя

t

°С

43,8

44,0

43,5

43,6

7 Перепад давлений на конфузоре нагнетателя

DРк

кг/м2

2795

2735

2785

2868

8 Частота вращения ротора КНД

nкнд

1/мин

5150

5210

5150

5200

ротора КВД

nквд

1/мин

6583

6620

6545

6640

ротора СТ

nст

1/мин

4505

4510

4495

4500

9 Давление топливного газа

Ртг

кг/см2

23,17

23,22

23,25

23,19

10 Температура топливного газа

tтг

°С

20,95

20,92

20,67

20,50

11 Перепад на диафрагме топливного газа

DРтг

кг/м2

4594

4556

4729

5006

12 Температура газа перед силовой турбиной

tст

°С

524

519

541

532

13 Газовая постоянная

R

кДж/кг×К

0,5089

0,5089

0,5089

0,5089

14 Относительная плотность газа по воздуху

Dв

-

0,5654

0,5654

0,5654

0,5654

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

кДж/м3

33459

33459

33459

33459

16 Массовая теплотворная способность

кДж/кг

49137

49137

49137

49137

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

r0

кг/м2

0,6809

0,6809

0,6809

0,6809

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

 

Таблица Б.2

 

Результаты расчета показателей энергоэффективности ГПА

 

Наименование параметра

Обозначение

Ед. изм.

Формула, источник

Станционный номер агрегата

1

2

3

4

1 Температура воздуха на входе в ОК

Т3

К

t+ 273,1

281,5

279,9

281,6

281,1

2 Давление газа на входе в нагнетатель

Р

МПа

×0,09806 + B×10-3

5,414

5,437

5,452

5,415

3 Давление газа на выходе из нагнетателя

Р

МПа

×0,09806 + B×10-3

7,158

7,187

7,197

7,146

4 Температура газа на входе в нагнетатель

Т

К

t1н + 273,1

292,0

292,1

291,9

292,0

5 Температура газа на выходе из нагнетателя

Т

К

t + 273,1

316,9

317,1

316,6

316,7

6 Коэффициент сжимаемости на входе в нагнетатель

z

-

Формула (11)

0,8984

0,8982

0,8976

0,8984

7 Коэффициент сжимаемости на выходе из нагнетателя

z2н

-

Формула (12)

0,9056

0,9056

0,9046

0,9054

8 Коэффициент псевдоизоэнтропы

-

Формула (6)

0,2339

 0,2337

0,2346

0,2342

9 Степень повышения давления в нагнетателе

eн

-

Р/Р

1,322

1,322

1,320

1,320

10 Политропный КПД нагнетателя

hпол

-

Формула (13)

0,798

0,794

0,806

0,800

11 Плотность газа на входе в нагнетатель

r

кг/м3

Р×103/z×R×T1н

40,57

40,74

40,90

40,57

12 Массовый расход газа через нагнетатель

G

кг/с

0,7325

246,6

244,5

247,2

249,9

13 Внутренняя мощность нагнетателя

Ni

кВт

Формула (4)

12060

12016

11970

12110

14 Эффективная мощность ГТУ

Ne

кВт

1,01×Ni

12177

12140

12090

12230

15 Температура топливного газа

Ттг

К

tтг + 273,1

294,05

294,02

293,77

293,60

16 Давление топливного газа

Ртг

МПа

0,09806×Ртг + В×10-3

2,371

2,376

2,379

2,373

17 Коэффициент сжимаемости на входе диафрагмы топливного газа

zтг

-

Формула (11)*

0,9553

0,9552

0,9550

0,9550

18 Плотность топливного газа

rтг

кг/м3

Ртг×103/zтг×R×Tтг

16,59

16,63

16,67

16,64

19 Расход топливного газа

Gтг

кг/с

3,5×10-3´

´(1 - 0,376×DРтг/Ртг)´

´

0,965

0,962

0,981

1,008

20 Эффективный КПД ГТУ

he

-

0,2568

0,2572

0,2511

0,2472

21 Приведенная эффективная мощность ГТУ

кВт

12846

12804

12750

12903

22 Коммерческая производительность ГПА

qн

млн м3/сут

31,36

31,09

31,44

31,78

23 Приведенный объем расхода газа '

м3/мин

429

423

427

435

24 Номинальный КПД ГТУ на режиме испытаний

-

Дроссельные характеристики изготовителя

0,272

0,271

0,266

0,274

25 Номинальный КПД нагнетателя

-

Приведенные характеристики

0,840

0,840

0,840

0,840

_____________

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

 

Таблица Б.3

 

Результаты расчета показателей энергоэффективности и технического состояния ГПА

 

Показатель

Размерность

ГПА-Ц-18

ГПА-Ц-18

ГПА-Ц-16

ГПА-Ц-18

1 Эффективный КПД ГТУ, hе

-

0,257

0,257

0,251

0,247

2 Политропный КПД нагнетателя, hпол

-

0,795

0,786

0,798