СТО Газпром 2-1.20-601-2011

 

Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-1.20-601-2011

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-1.20-601-2011

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЭФФЕКТА ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ, РАСХОДУЕМЫХ НА СОБСТВЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА


СТО Газпром 2-1.20-601-2011


Издание официальное


 


ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


Москва 2012

Предисловие


  1. РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-

    исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»

     


  2. ВНЕСЕН Управлением энергосбережения и экологии Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»


  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

    распоряжением ОАО «Газпром» от 14 сентября 2011 г.

    № 529


  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ



© ОАО «Газпром», 2011

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2012


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

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины, определения, обозначения и сокращения 3

  4. Основные положения по расчету эффекта энергосбережения в магистральном

    транспорте газа 7

  5. Порядок расчета эффекта энергосбережения в магистральном транспорте газа 7

  6. Методика расчета эффекта энергосбережения от внедрения мероприятий

    по экономии расхода природного газа на собственные технологические нужды транспорта газа 8

    1. Реконструкция компрессорных цехов 8

    2. Оптимизация режимов работы компрессорных цехов, компрессорных

      станций 11

    3. Замена регенераторов в газоперекачивающих агрегатах 13

    4. Ремонт газоперекачивающих агрегатов 14

    5. Промывка проточной части осевых компрессоров 15

    6. Снижение потерь давления газа в технологической обвязке компрессорных цехов 17

    7. Проведение очистки внутренней полости магистральных газопроводов

      очистными поршнями 17

    8. Повышение уровня давления газа в газопроводе 18

    9. Внедрение электропуска агрегатов 19

    10. Установка комплексного воздухоочистного устройства для газоперекачивающего агрегата 20

    11. Проведение режимно-наладочных испытаний подогревателей топливного газа газоперекачивающих агрегатов 20

    12. Подогрев топливного газа выхлопными газами газоперекачивающего агрегата 21

    13. Выработка газа потребителям из отключаемого участка газопровода, контура компрессорного цеха перед выполнением планово-профилактических

      и ремонтных работ 21

    14. Энергосберегающие технологии при ремонте участка газопровода 22

    15. Врезка стационарных отсечных устройств в обвязку компрессорного цеха 23

    16. Использование утилизаторов тепла работающих газоперекачивающих агрегатов

      и газотурбинной электростанции на нужды отопления 24

    17. Внедрение схем продувки пылеуловителей, обеспечивающих полную

      утилизацию продуваемого газа 25

    18. Внедрение на узлах редуцирования газораспределительной станции

      регуляторов давления газа с теплогенератором 26

    19. Проведение режимно-наладочных испытаний котельных 26

    20. Внедрение автоматического регулирования теплоснабжения зданий 27

    21. Очистка и промывка внутренних поверхностей котельного оборудования 27

    22. Внедрение энергоэффективных котлов при реконструкции котельных 27

  7. Методика расчета эффекта энергосбережения от внедрения мероприятий по экономии расхода электроэнергии на собственные технологические

    нужды транспорта газа 28

    1. Внедрение частотно-регулируемого привода в электроприводных газоперекачивающих агрегатах 28

    2. Внедрение цифровых возбудительных устройств для синхронных

      электродвигателей электроприводных газоперекачивающих агрегатов 28

    3. Оптимизация режимов работы компрессорных цехов, компрессорных

      станций 29

    4. Внедрение поворотных направляющих аппаратов для электроприводных газоперекачивающих агрегатов 30

    5. Очистка внутренней полости магистральных газопроводов очистными

      поршнями 30

    6. Снижение потерь давления газа в технологической обвязке компрессорных цехов 31

    7. Внедрение энергосберегающих мероприятий в установках охлаждения газа 31

    8. Внедрение энергосберегающих мероприятий в аппаратах воздушного

      охлаждения масла 34

    9. Внедрение автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии 35

    10. Исключение потерь холостого хода в трансформаторах 35

    11. Внедрение энергоэффективных ламп 36

    12. Внедрение автоматических устройств управления освещением 36

    13. Установка конденсаторных батарей с автоматическим управлением 37

    14. Использование естественно-принудительной системы отвода излишков

      тепла от агрегата в компрессорном цехе 38

    15. Внедрение турбодетандерных установок 38

    16. Внедрение энергоэффективных электродвигателей 39

    17. Внедрение частотно-регулируемого привода для насосов систем горячего

      и холодного водоснабжения. 39

    18. Применение токопроводящих смазок 40

    19. Энергосберегающие мероприятия в электрохимзащите газопровода 40

      Приложение А (обязательное) Перечень основных энергосберегающих мероприятий 42

      Приложение Б (обязательное) Основные энергетические показатели

      газоперекачивающих агрегатов 48

      Приложение В (рекомендуемое) Примеры расчета экономии газа

      и электроэнергии 54

      Библиография 66

      Введение


      Целью разработки настоящего стандарта является формирование единого подхода к расчету эффекта энергосбережения топливно-энергетических ресурсов при разработке и реализации энергосберегающих мероприятий в магистральном транспорте газа ОАО «Газпром».

      В представленных методиках расчета экономии газа горючего природного (далее – газа) и электроэнергии обобщены и использованы практические результаты реализации Программ энергосбережения ОАО «Газпром» за период с 2002 по 2010 г.

      Настоящий стандарт разработан в соответствии с договором от 17 марта 2009 г.

      № 1123-08-1 «Разработка нормативных документов по энергосбережению и нормированию расхода газа на собственные технологические нужды транспорта газа в ОАО «Газпром».

      Авторский коллектив: к.т.н. Г.А. Хворов, к.т.н. А.И. Дроздов, к.т.н. Г.С. Акопова, к.т.н. Ю.Н. Синицын, Е.В. Юров, Л.К. Ешич, Е.В. Дорохова (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»).

      СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


      image

      МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЭФФЕКТА ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ТОПЛИВНОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ, РАСХОДУЕМЫХ НА СОБСТВЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА


      image

      Дата введения – 2012-07-16


      1. Область применения


        1. Настоящий стандарт устанавливает основные положения, порядок расчета и методику расчета эффекта энергосбережения в магистральном транспорте газа ОАО «Газпром».

        2. Настоящий стандарт предназначен для применения:

          • структурными подразделениями ОАО «Газпром», научными и проектными институтами ОАО «Газпром», газотранспортными дочерними обществами ОАО «Газпром» для организации, разработки и внедрения энергосберегающих мероприятий на технологических объектах магистрального транспорта газа ОАО «Газпром»;

          • организацией, осуществляющей корпоративный контроль за эффективным расходованием газа на собственные технологические нужды газотранспортными дочерними обществами ОАО «Газпром» в соответствии с СТО Газпром 4.

    1. Договоры со сторонними организациями должны в обязательном порядке содержать ссылку на настоящий стандарт.


  1. Нормативные ссылки


    В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

    ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения

    ГОСТ 20440-75 Установки газотурбинные. Методы испытаний

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

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


    image

    Издание официальное

    ГОСТ Р 51852-2001 Установки газотурбинные. Термины и определения ГОСТ Р 52720-2007 Арматура трубопроводная. Термины и определения

    СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов

    СТО Газпром 2-3.5-113-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методика оценки энергоэффективности газотранспортных объектов и систем

    СТО Газпром 2-2.3-116-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по технологии производства работ на газопроводах врезкой под давлением

    СТО Газпром 2-1.20-122-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методика проведения энергоаудита компрессорной станции, компрессорных цехов с газотурбинными и электроприводными ГПА

    СТО Газпром 2-2.3-141-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Энергохозяйство ОАО «Газпром». Термины и определения

    СТО Газпром 2-3.5-253-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Контроль качества оборудования при поставке и эксплуатации. Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Аппараты воздушного охлаждения газа

    СТО Газпром 2-2.3-335-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по ремонту дефектных участков трубопроводов стеклопластиковыми муфтами с резьбовой затяжкой

    СТО Газпром 2-4.1-406-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методика оценки ресурса запорнорегулирующей арматуры магистральных газопроводов

    СТО Газпром 3.3-2-001-2006 Система норм и нормативов расхода ресурсов, использования оборудования и формирования производственных запасов ОАО «Газпром». Методика нормирования электроэнергии на собственные технологические нужды транспорта газа

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

    СТО Газпром 031-2007 Методика проведения измерений объемов эмиссии метана в атмосферу на объектах ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 069-2009 Методика проведения энергоаудита систем теплоснабжения КС с компрессорными цехами с газотурбинными и электроприводными ГПА

    СТО Газпром РД 1.12-096-2004 Внутрикорпоративные правила оценки экономической эффективности НИОКР

    Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно 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.


  2. Термины, определения, обозначения и сокращения


    1. В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 18332, ГОСТ Р 51387, ГОСТ Р 51852, ГОСТ Р 52720, СТО Газпром 2-2.3-141, Р Газпром 2-3.5-245-2008 [1], Р Газпром 2-1.20-431-2010 [2], а также следующие термины с соответствующими определениями:


      3.1.1 автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии; АСКУЭ: Подсистема коммерческого учета электроэнергии, реализуемая в составе автоматизированной системы контроля и управления энергоресурсами.

      [СТО Газпром 2-2.3-141-2007, пункт 3.10.73]


      3.1.2 газоперекачивающий агрегат; ГПА: Установка, включающая в себя центробежный газовый компрессор, газотурбинный привод и оборудование, необходимое для их функционирования.

      [Р Газпром 2-3.5-245-2008 [1], пункт 3.1]


      3.1.3 газотурбинная установка; ГТУ: Газотурбинный двигатель и все основное оборудование, необходимое для генерирования энергии в полезной форме.

      [ГОСТ Р 51852-2001, пункт 2.2]


      3.1.4 запорная арматура: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью.

      [ГОСТ Р 52720-2007, статья 3.1]


      3.1.5 котельная: Комплекс технологически связанных тепловых энергоустановок, рас-

      положенных в обособленных производственных зданиях, встроенных, пристроенных или надстроенных помещениях с котлами, водонагревателями (в том числе установками нетра-


      диционного способа получения тепловой энергии) и котельно-вспомогательным оборудованием, предназначенный для выработки теплоты.

      [СТО Газпром 2-2.3-141-2007, пункт 3.4.15]


      1. коэффициент полезного действия газотурбинной установки; КПД ГТУ: Отношение выходной мощности к расходу теплоты топлива, подсчитанного по его низшей теплоте сгорания при нормальных условиях.

      2. номинальная мощность ГТУ (ГПА) в станционных условиях: Мощность на муфте газотурбинной установки в станционных условиях по ГОСТ 28775.

      3. номинальный КПД ГТУ: КПД, рассчитанный в соответствии с ГОСТ 20440 при станционных условиях по ГОСТ 28775.

      4. номинальный эксплуатационный КПД ГТУ: КПД, рассчитанный в соответствии с ГОСТ 20440 в условиях эксплуатации.

3.1.10 ремонт: Комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей.

[ГОСТ 1822-78, пункт 2]


3.1.11 система отчетности о выполнении Программы энергосбережения ОАО «Газпром» дочерними обществами и организациями: Совокупность документов, оформленных и утвержденных в дочерних обществах и организациях, в которых представлена информация о результатах выполнения энергосберегающих мероприятий согласно Программе энергосбережения ОАО «Газпром» и о показателях энергоэффективности потребления топливноэнергетических ресурсов согласно Р Газпром 2-1.20-431-2010 [2].


3.1.12 утечка: Проникание вещества из герметизированного изделия через течи под действием перепада полного или парциального давления.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 6.44]


3.1.13 формы отчетности: Формализованное представление информации о результатах выполнения энергосберегающих мероприятий согласно Программе энергосбережения ОАО «Газпром» и показателях энергоэффективности потребления топливно-энергетических ресурсов.

[Р Газпром 2-1.20-431-2010 [2], пункт 3.1]


3.1.14 центробежный газовый компрессор; ЦБК: Машина, предназначенная для повышения давления транспортируемого газа.

[Р Газпром 2-3.5-245-2008 [1], пункт 3.1.28]


3.1.15 энергетический ресурс: Носитель энергии, энергия которого используется или может быть использована при осуществлении хозяйственной и иной деятельности, а также вид энергии (атомная, тепловая, электрическая, электромагнитная энергия или другой вид энергии).

[Федеральный закон [3], статья 2]


3.1.16 энергосбережение: Реализация организационных, правовых, технических, технологических, экономических и иных мер, направленных на уменьшение объема используемых энергетических ресурсов при сохранении соответствующего полезного эффекта от их использования (в том числе объема произведенной продукции, выполненных работ, оказанных услуг).

[Федеральный закон [3], статья 2]


3.1.17 энергосберегающее мероприятие: Организационное, техническое, технологическое мероприятие, реализуемое при современном уровне развития техники и технологии, направленное на повышение энергетической эффективности оборудования, снижение удельного расхода и потерь топливно-энергетических ресурсов, используемых в технологическом процессе.


3.1.18 эффект энергосбережения: Абсолютная величина экономии топливно-энергетического ресурса, полученная в результате внедрения энергосберегающего мероприятия и подтвержденная документально.

[Р Газпром 2-1.20-431-2010 [2], пункт 3.1]


    1. В настоящем стандарте применены следующие обозначения:

      D – диаметр, м;

      k – обозначение для коэффициентов;

      L – длина, м;

      N – мощность, Вт;

      Р – давление, МПа;

      Q – теплота сгорания газа, кДж/м3 (ккал/м3);

      q – расход газа, м3/ч;

      Т – абсолютная температура, К;

      t – температура, C;

      Q – объем газа, м3;

      V – геометрический объем, м3;

      W – количество электроэнергии, кВт·ч;

      z – коэффициент сжимаемости газа;

      Δ – обозначение для разности величин;

      – обозначение для относительных величин;

      – коэффициент регенерации;

      – коэффициент полезного действия;

      – период времени, ч.

    2. В настоящем стандарте применены следующие сокращения: АВО – аппарат воздушного охлаждения;

ГРС – газораспределительная станция;

ГТДО – газотранспортное дочернее общество; ГТC – газотранcпортная система;

ГТЭС – газотурбинная электростанция;

КВОУ – комплексное воздухоочистное устройство; КС – компрессорная станция;

КЦ – компрессорный цех; НД – нормативный документ;

МКС – малогабаритная компрессорная станция; ОК – осевой компрессор;

ПДС – производственно-диспетчерская служба; ППР – планово-предупредительный ремонт; ПТГ – подогреватель топливного газа;

РНИ – режимно-наладочные испытания;

САУиР – система автоматического управления и регулирования; СД – синхронный двигатель;

СИ – средства измерения;

СКЗ – система катодной защиты;

СОУ – стационарное отсечное устройство; СПЧ – сменная проточная часть;

СТН – собственные технологические нужды; ЦВУ – цифровое возбудительное устройство; ЧРП – частотно-регулируемый привод;

ЭГПА – электроприводной газоперекачивающий агрегат.

  1. Основные положения по расчету эффекта энергосбережения в магистральном транспорте газа

    1. Эффект энергосбережения рассчитывают согласно перечню основных энергосберегающих мероприятий в соответствии с приложением А.

      При внедрении энергосберегающих мероприятий, не установленных в приложении А, расчет эффекта энергосбережения проводят в соответствии с НД, утвержденным в ГТДО.

    2. Экономия газа (электроэнергии) рассчитывается как разность между величиной потребления газа (электроэнергии) технологическим объектом, агрегатом, установкой за планируемый (отчетный) период до и после внедрения энергосберегающего мероприятия в одинаковых сопоставимых условиях работы.

    3. Плановую величину экономии газа (электроэнергии) рассчитывают на расчетный период (квартал, год) и используют при разработке программы энергосбережения ОАО «Газпром». В качестве исходных данных для расчета используют паспортные данные агрегатов, оборудования, статистические данные потребления газа (электроэнергии) за предыдущие годы и планируемое время работы агрегата (цеха или другого газоиспользующего объекта).

    4. Фактическую величину экономии газа (электроэнергии) рассчитывают за расчетный период (квартал, год) и используют в системе отчетности о выполнении программы энергосбережения ОАО «Газпром» в соответствии с Р Газпром 2-1.20-431-2010 [2].

      В качестве исходных данных для расчета используют фактические показания СИ технологического и коммерческого учета газа (электроэнергии), фактическое время работы агрегата (цеха или другого газоиспользующего объекта).

      При невозможности получения исходных данных на основе СИ используют расчетные данные, полученные по корпоративным НД или НД, утвержденным в ГТДО.


  2. Порядок расчета эффекта энергосбережения в магистральном транспорте газа

    image

    1. Величины экономии расхода газа ΔQГТДО, тыс. м3, и электроэнергии ΔWГТДО, тыс. кВт·ч, при внедрении энергосберегающих мероприятий в ГТДО рассчитывают по формулам

      (5.1)


      image (5.2)

      где ΔQi – величина экономии газа от внедрения i-го энергосберегающего мероприятия, тыс. м3;

      ΔWi – величина экономии электроэнергии от внедрения i-го энергосберегающего мероприятия, тыс. кВт·ч;

      – количество мероприятий по экономии газа;

      – количество мероприятий по экономии электроэнергии.

      Примечание – В случае превышения фактической величиной удельного расхода газа на СТН (на единицу товаротранспортной работы) норматива расхода газа на СТН, утвержденного в ОАО «Газпром», экономия газа в ГТДО за расчетный период отсутствует.

    2. При расчете экономической эффективности от внедрения энергосберегающего мероприятия необходимо учитывать его воздействие на эффективность работы энергоиспользующего технологического объекта, агрегата, установки.

      Сведения о сроке воздействия энергосберегающего мероприятия на эффективность работы энергоиспользующего технологического объекта, агрегата, установки – в соответствии с приложением А.

    3. При внедрении энергосберегающих мероприятий, имеющих долговременный характер воздействия, величину экономии газа (электроэнергии) учитывают в последующие годы.

      Количество лет, на которые распространяется действие энергосберегающего мероприятия, определяют:

      • при внедрении новой техники – в соответствии с СТО Газпром РД 1.12-096;

      • при внедрении апробированных технических решений – в соответствии с НД, утвержденным в установленном порядке в ГТДО.

    4. При внедрении энергосберегающих мероприятий, имеющих единовременный характер воздействия, величину экономии газа (электроэнергии) учитывают только на год внедрения.


  3. Методика расчета эффекта энергосбережения от внедрения мероприятий по экономии расхода природного газа

    на собственные технологические нужды транспорта газа


    1. Реконструкция компрессорных цехов

      1. При реконструкции КЦ осуществляют замену или модернизацию ГПА, что обуславливает снижение расхода топливного газа за счет более высоких значений КПД ГТУ и КПД ЦБК.

        Величину планируемой экономии топливного газа ГПА, тыс. м3, за расчетный период

        при замене ГТУ рассчитывают согласно Инструктивным материалам [4] по формуле


        image

        image

        image

        image

        image image image (6.1)


        где 860 – коэффициент для согласования размерностей;

        image – низшая теплота сгорания топливного газа, ккал/м3, принимают по данным химической лаборатории ГТДО;

        image – номинальный эксплуатационный КПД замещаемого ГТУ в соответствии с таблицей Б.1 (приложение Б);

        image

        – номинальный КПД замещающего ГТУ в соответствии с таблицей Б.2 (приложе-

        image

        ние Б);


        – коэффициент, учитывающий загрузку, техническое состояние ГТУ и другие экс-

        плуатационные факторы, принимают среднестатистический по парку, равный 0,9;

        image – номинальная мощность замещающего ГТУ, кВт, в соответствии с таблицей Б.2 (приложение Б);

        image – планируемое время работы ГПА за расчетный период, ч.

      2. Величину фактической экономии топливного газа ГПА image, тыс. м3, за расчетный период при замене ГТУ рассчитывают по формуле

        image

        image

        image

        image

        image

        image (6.2)

        image image (6.3)


        image

        где , image– фактический КПД замещаемого и замещающего ГТУ, рассчитывают согласно ГОСТ 20440, СТО Газпром 2-3.5-253;

        image – коэффициент, учитывающий загрузку, техническое состояние ГТУ и другие эксплуатационные факторы;

        image – коэффициент загрузки ГПА, используют статистические данные ГТДО, при их отсутствии принимают среднестатистический по парку, равный 0,85;

        image – коэффициент технического состояния по топливному газу замещающего ГТУ, используют статистические данные ГТДО, при их отсутствии принимают в соответствии с таблицей Б.3 (приложение Б);

        image – фактическое время работы замещающего ГТУ за расчетный период, ч.

      3. Величину планируемой (фактической) экономии топливного газа ГПА Δimage

        image

        (Δ image), тыс. м3, за расчетный период при замене ЦБН (СПЧ) рассчитывают по формулам


        image (6.4)


        image

        image (6.5)



        где 1,1 – коэффициент, учитывающий согласно Изданию [5] связь между изменением политропного КПД ЦБК и расходом топливного газа ГТУ;

        image

        image

        • , – номинальный КПД замещаемого и замещающего ЦБК в соответствии

          с таблицами Б.1, Б.2 (приложение Б);

          image

          image

        • , – фактический КПД замещаемого и замещающего ЦБК, рассчитывают соглас-

          но ГОСТ 20440, СТО Газпром 2-3.5-253.

      4. Величину планируемой (фактической) экономии топливного газа ГПА Δimage (Δ image), тыс. м3, за расчетный период при замене ГПА (ГТУ и ЦБК) рассчитывают по формулам

        image

        image (6.6)

        image (6.7)

      5. Величину планируемой (фактической) экономии топливного газа КЦ image ( image), тыс. м3, за расчетный период при реконструкции КЦ с заменой ГТУ с одинаковой номинальной мощностью рассчитывают по формулам

        image

        image (6.8)


        image

        image

        image

        (6.9)



        где m – количество модернизируемых ГПА в КЦ.

      6. Величину планируемой (фактической) экономии топливного газа КЦ при замене ГТУ с разной номинальной мощностью Δimage (Δ image), тыс. м3, за расчетный период рассчитывают по формулам

        image

        image image (6.10)

        image

        image

        image image (6.11)


        image

        (6.12)



        image

        image

        (6.13)


        где image – фактический КПД i-го замещаемого ГТУ, рассчитывают согласно ГОСТ 20440, СТО Газпром 2-3.5-253.

      7. Величину планируемой (фактической) экономии топливного газа КЦ Δimage

        image

        (Δ image), тыс. м3, за расчетный период при замене ГПА (заменяют ГТУ и ЦБК) рассчитывают по формулам

        image (6.14)


        image

        image (6.15)


        где b – количество замещающих ГПА при реконструкции КЦ.

        Примеры расчета экономии топливного газа КЦ при различных вариантах реконструкции или модернизации ГПА приведены в приложении В.

      8. При реконструкции КЦ осуществляется внедрение современных САУиР, что обуславливает снижение расхода топливного газа за счет уменьшения количества пусков и остановок ГПА, уменьшения рециркуляции транспортируемого газа, поддержания оптимального режима работы ГПА, распределения нагрузки между ГПА в КЦ.

Планируемую (фактическую) величину экономии топливного газа КЦ Δimage ,

тыс. м3, за расчетный период при реконструкции САУиР рассчитывают по формуле


image image (6.16)

где image – коэффициент эффективности САУиР, рассчитывают в ГТДО на основании утвержденного НД;

image – планируемая (фактическая) величина расхода топливного газа КЦ, тыс. м3, за расчетный период в соответствии с показаниями общецехового узла измерения топливного газа.

    1. Оптимизация режимов работы компрессорных цехов, компрессорных станций

      1. При оптимизации режимов работы КЦ, КС экономия расхода топливного газа достигается проведением ПДС ГТДО при использовании оптимизационных комплексов моделирования по утвержденному НД следующих мероприятий:

        повышение уровня давления в ГТС (поддержание оптимального запаса газа в сис-

        теме);


        • обеспечение оптимальной температуры газа на входе и выходе КС;

          • равномерная загрузка КЦ на многоцеховых КС с использованием межцеховых перемычек;

          • снижение потерь работы сжатия на шлейфах и перемычках КС (работа КЦ в едином гидравлическом режиме, минимизация перетоков газа по входным и выходным перемычкам);

          • транспортировка газа наименьшим количеством ГПА с полным использованием располагаемой мощности ГПА (снижение количества работающих ГПА при сохранении объемов транспорта газа через КС);

          • оптимальная загрузка ГПА по мощности и техническому состоянию;

          • оптимальная работа нагнетателей ГПА в зоне объемной производительности с высоким политропным КПД (со значениями среднего режимного коэффициента ЦБК не менее 0,95).

            image

      2. Планируемую (фактическую) годовую величину экономии топливного газа при оптимизации режимов работы КЦ, КС image, тыс. м3, рассчитывают по формуле

        image

        image (6.17)


        image

        image

        image

        image

        при условии, что


        (6.18)


        где image – планируемый (фактический) расход топливного газа КС за j-й расчетный период, тыс. м3;

        image – планируемый (фактический) расход топливного газа j-й КЦ, тыс. м3;

        image – коэффициент эффективности оптимизации за j-й расчетный период, рассчитывают в ГТДО на основании утвержденного НД;

        image – планируемая (фактическая) суммарная величина экономии топливного газа от других мероприятий, не связанных с оптимизацией режимов работы КЦ, КС, за j-й расчетный период, тыс. м3;

        I – количество КЦ с ГТУ на КС;

        image – фактический удельный расход топливного газа j-го КЦ, кг у.т./(кВт·ч), рассчитывают по СТО Газпром 2-3.5-113;

        image – норма расхода топливного газа j-го КЦ, кг у.т./(кВт·ч), рассчитывают по РД 153-112-2001 [6].

        Примечание – Если фактическая величина удельного расхода топливного газа превышает норму расхода топливного газа за расчетный период (image) экономия топливного газа отсутствует.

        Пример расчета фактической экономии топливного газа при оптимизации режимов работы КЦ, КС приведен в приложении В.

    2. Замена регенераторов в газоперекачивающих агрегатах

      1. При замене регенератора в регенеративной ГТУ снижение расхода топливного газа ГПА обусловлено увеличением КПД ГТУ вследствие увеличения коэффициента регенерации теплоты отходящих газов.

        Величину планируемой экономии топливного газа ГПА при замене регенератора image , тыс. м3, за расчетный период рассчитывают по формуле

        image

        image image (6.19)

        где image – номинальный эксплуатационный КПД ГТУ с замещаемым регенератором в соответствии с таблицей Б.1 (приложение Б);

        image

        image

        image – эффективный КПД ГТУ после замены регенератора, рассчитывают согласно Изданию [7] по формуле

        image

        (6.20)


        где image – значение коэффициента регенерации замещаемого регенератора, используют данные ГТДО;

        image

        • коэффициент регенерации замещающего регенератора в соответствии с таб-

          лицей 1.


          Таблица 1 – Коэффициент регенерации трубчатых регенераторов


          Изготовитель

          Тип регенератора

          Тип ГПА

          Коэффициент регенерации p

          ЗАО «УЭМЗ»

          РТ-4000

          ГТК-10

          0,73

          ВПТ-2000

          0,76


          ООО НПЦ «Анод»

          РГ-10


          ГТК-10

          0,80

          РГ-10МБ

          0,78

          РГ-10БМ5

          0,80


          ЗАО «Орма»

          ВПТ-1200

          ГТ-750-6

          0,71

          ВПТ-1400

          ГТК-10

          0,72

          ВПТ-2000

          ГТК-10

          0,80

          ОАО «Энергомашкорпорация»

          РВП-2200-03

          ГТК-10

          0,80


          ОАО «Машиностроительный завод ЗиО-Подольск»

          РГУ-1800

          ГТК-10

          0,70

          РГУ-1800-01

          ГТК-10

          0,73

          РГУ-1800-02

          ГТК-10

          0,73

          РВП-2400

          ГТ-750-6

          0,80

          РВП 2400-01 (УТ-1,75-0,7)

          ГТ-750-6

          0,80

          РВП 2400-01 (УТБ-1,2-1,2-115)

          ГТ-750-6

          0,80

          РВП-3000БС

          ГТК-10

          0,73

          РВП 3000БС-01

          ГТК-10

          0,73

          РВП 3000БС-02

          ГТК-10

          0,78

          РВП-3600-01

          ГТК-10

          0,81

          РВП-3600-02

          ГТК-10

          0,81

          РВП-3600-03

          ГТК-10

          0,82

          РВП-3600-04

          ГТК-10

          0,82

      2. Величину фактической экономии топливного газа ГПА при замене регенератора image, тыс. м3, рассчитывают по формуле

        image

        image image (6.21)

        image

        где – фактическое значение КПД ГПА с замещаемым регенератором;

        image

        • фактическое значение КПД ГПА с замещающим регенератором.

      3. Расчет планируемой экономии топливного газа ГПА при замене регенератора, имеющего неудовлетворительное техническое состояние, вызванное утечками воздуха, на технически исправный регенератор без изменения степени регенерации проводят по формуле (6.22).

        Расчет фактической экономии топливного газа ГПА при замене регенератора, имеющего неудовлетворительное техническое состояние, вызванное утечками воздуха, на технически исправный регенератор без изменения степени регенерации проводят по формуле (6.23).

        Пример расчета экономии топливного газа ГПА при замене регенератора приведен в приложении В.

    3. Ремонт газоперекачивающих агрегатов

      1. При достижении определенной для каждого вида ремонта наработки на агрегате проводится средний или капитальный ремонт, в том числе:

          • уменьшение радиальных зазоров в проточной части турбин высокого и низкого дав-

        ления;


        уменьшение радиальных зазоров в концевых уплотнениях осевых компрессоров ГТУ

        и другие работы.

        При проведении комплексного ремонта ГПА снижение расхода топливного газа ГПА обусловлено повышением технического состояния агрегата (мощности, КПД ГТУ).

      2. Величину планируемой экономии топливного газа ГПА при проведении комплексного ремонта ГПА image, тыс. м3, рассчитывают по формуле

        image

        image (6.22)

        где image – планируемая наработка ГПА после ремонта, ч;

        image – коэффициент эффективности комплексного ремонта ГПА.

      3. Величину фактической экономии топливного газа ГПА при проведении комплексного ремонта image, тыс. м3, рассчитывают по формуле

image image (6.23)


image

image (6.24)


где image – коэффициент эффективности комплексного ремонта ГПА; image – расход топливного газа ГПА за расчетный период, тыс. м3;

0,5 – коэффициент, учитывающий согласно Изданию [7] зависимость между изменением коэффициента технического состояния ГТУ по мощности и расходом топливного газа;

image

, image – коэффициент технического состояния ГТУ по мощности до ремонта и после

ремонта, рассчитывают согласно СТО Газпром 2-1.20-122.

Примечание – В случае отсутствия индивидуального узла учета топливного газа ГПА величину топливного газа i-го ГПА рассчитывают по формуле

image

image (6.25)

где image – фактическая эффективная мощность i-й ГТУ, кВт;

image – расход топливного газа КЦ, тыс. м3, по показаниям общецехового замерного узла;

– количество ГПА в КЦ.


Пример расчета экономии топливного газа при комплексном ремонте ГПА приведен в приложении В.

    1. Промывка проточной части осевых компрессоров

      1. При проведении регулярной промывки осевого компрессора ГТУ снижение расхода топливного газа достигается за счет повышения его КПД.

        Примечание – В соответствии с Изданием [7] наиболее эффективной считается очистка ОК через 200–300 ч эксплуатации ГПА.

        Величину планируемой экономии топливного газа ГПА при проведении промывки проточной части ОК image, тыс. м3, рассчитывают по формуле

        image

        image (6.26)

        где image – коэффициент эффективности промывки проточной части ОК ГТУ в соответствии с таблицей 2;

        image – коэффициент, учитывающий снижение эффективности мероприятия от наработки ГПА после очистки ОК, в соответствии с таблицей 3.

        Таблица 2 – Коэффициент эффективности промывки проточной части осевого компрессора газотурбинной установки



        Тип ГПА

        Коэффициент эффективности kОК

        Стационарный (промышленный) тип ГТУ

        Центавр Т-3002, Центавр Т-45000, Центавр Т-4700, Таурус-60S


        0,014

        ГТ-700-5, ГТК-5, ГТ-6-750, ГТ-750-6, ГТ-750-6М (ДОН-1-3)

        ГТН-6, ГТН-6У

        ГТК-10, ГТК-10М1, ГТК-10М2, ГТК-10М3, ГТК-10И (MS-3002), ГТК-10ИР (MS-3002), ПЖТ-10

        ГТН-16, ГТН-16М1, ГТНР-16

        ГТН-25, ГТН-25-1, Балтика-25, ГТК-25И (MS-5002), ГТК-25ИР (MS-5002), ГТНР-25И (С), ГТНР-25И (В)

        Судовой тип ГТУ

        ГПА-4РМ (ГТД-4РМ)


        0,018

        ГПА-Ц-6,3С (ДТ-71), ГПА-Ц-6,3/56РМ, ГПА-Ц-6,3-02РМ (ГТД-6,3 РМ)

        ГПА-8РМ (ГТД-6,3 РМ/8), ГПА-10Р/РМ

        ГПУ-10 (ДР-59), ГПА-10МН70 (ДН-70)

        ГПУ-16МЖ, ГПУ-16 (ДЖ-59), ГПА-16МГ (ДГ-90), ГПА16 Волга ДГ, Коберра-16МГ (ДГ-90), ГПА-Ц-16С (ДГ-90)

        ГПА-25Р Днепр (ДН-80), ГПА-25ДУ80 Урал, ГПА-Ц-25,

        ГПА-Ц-25СД (ДУ-80), ГПА-25/76 ДН-80, ГПА-25/76 ДН-80Л

        Авиационный тип ГТУ

        ГПА-4 Урал (Д-30-ЭУ-2)


        0,018

        ГПА-Ц-6,3 (НК-12СТ), ГПА-Ц-6,3А (Д-336), ГПА-Ц-6,3Б, ГПА-Ц-6,3 Урал (Д-336-2Т)

        АГПУ-8 Волга (НК-14СТ), ГПА-Ц-8Б

        ГПА-Ц-10Б (НК-14СТ-10), ГПА-10 Урал, ГПА-10ПХГ Урал (ПС-90ГП-3)

        ГПА-12 Урал, ГПА-12Р Урал (ПС-90ГП-1), Коберра 182

        ГПА-16 Урал, ГПА-16Р Урал (ПС-90ГП-2), ГПА-Ц-16 (НК-16СТ)

        PGT-21S, ГПА-Ц-16АЛ, ГПА-16 Арлан, ГПА-16 Нева, ГПА-Ц16 АЛ, ГПА-16Р Уфа (АЛ-31СТ), ГПА-16 Волга, ГПА-Ц-16 НК-38 (НК-38СТ)

        ГПА-Ц-18 (НК-16-18СТ), ГПА-18В Урал

        ГПА-Ц-25, ГПА-25НК, ГПА-Нева-25Р НК, ГПА-25 Урал, ГПА-25Р Урал (ПС-90ГП-25), ГПА-32 Ладога (МS5002Е)


        Таблица 3 – Коэффициент, учитывающий снижение эффективности очистки проточной части осевого компрессора в зависимости от наработки агрегата после очистки


        Время наработки ГПА, ч

        Коэффициент kиз

        0

        0

        100

        1,00

        200

        0,85

        300

        0,74

        400

        0,66

        500

        0,58

        750

        0,48

        1000

        0,44

        2000

        0,37

        image

      2. Величину фактической экономии топливного газа ГПА за расчетный период при проведении промывки проточной части ОК , тыс. м3, рассчитывают по формуле


image image image


где image – фактический расход топливного газа ГПА за расчетный период, тыс. м3.

(6.27)


    1. Снижение потерь давления газа в технологической обвязке компрессорных цехов

      Энергосберегающий эффект обусловлен снижением потерь давления газа в технологической обвязке КЦ, что приводит к снижению расхода топливного газа ГПА.

      Величину планируемой (фактической) экономии топливного газа КЦ от внедрения мероприятий по снижению потерь давления газа в технологической обвязке КЦ image, тыс. м3, за расчетный период рассчитывают по формуле

      image image (6.28)


      image

      image

      (6.29)


      где image – относительная величина снижения потерь давления в обвязке КЦ;

      image, image – абсолютное давление газа на входе КЦ до и после внедрения мероприятия по уменьшению потерь давления газа, МПа;

      image – планируемый (фактический) расход топливного газа КЦ за расчетный период, тыс. м3, используют данные цехового узла учета топливного газа КЦ;

      image – коэффициент эффективности, зависящий от степени сжатия газа КЦ, в соответствии с таблицей 4.

      Таблица 4 – Зависимость коэффициента kД от степени сжатия


      Степень сжатия

      Коэффициент kД

      1,2

      5,7

      1,3

      3,9

      1,4

      3,1

      1,5

      2,6


    2. Проведение очистки внутренней полости магистральных газопроводов очистными поршнями

      Экономия расхода топливного газа КЦ при проведении очистки внутренней полости магистрального газопровода очистным поршнем обусловлена повышением гидравлической эффективности трубопровода.

      Величину планируемой (фактической) годовой экономии топливного газа КЦ от очистки внутренней полости участка магистрального газопровода очистным поршнем image,

      тыс. м3, рассчитывают по формуле

      image image (6.30)


      где image – планируемый (фактический) годовой расход топливного газа КЦ, тыс. м3;

      image – коэффициент эффективности очистки внутренней полости магистрального газопровода, рассчитывают по формуле

      image

      image (6.31)



      image

      (6.32)


      где 2,0 – коэффициент, учитывающий согласно Изданию [8] зависимость изменения мощности КЦ, затрачиваемой на транспорт газа, от изменения коэффициента гидравлической эффективности газопровода;

      E, E* – гидравлическая эффективность газопровода до и после проведения чистки газо-

      провода, рассчитывают по СТО Газпром 2-3.5-051.


    3. Повышение уровня давления газа в газопроводе

      Экономия топливного газа КЦ при проведении мероприятий, повышающих давление на выходе КЦ до проектного, обусловлена снижением мощности, необходимой для компримирования газа.

      Величину экономии топливного газа КЦ при повышении давления в газопроводе на выходе КЦ image, тыс. м3, за расчетный период рассчитывают по формуле

      image

      image image image (6.33)


      image

      image (6.34)


      где image – коэффициент эффективности повышения давления в газопроводе в зависимости от степени сжатия газового потока КЦ в соответствии с таблицей 5;

      image – плановый (фактический) расход топливного газа КЦ за расчетный период,

      image

      тыс. м3;


      • величина повышения давления на выходе КЦ в результате проведения мероприя-

        тия, кгс/см2;

        image

        image

        , – абсолютное давление на выходе КЦ до и после проведения мероприятия,

        кгс/см2.

        Таблица 5 – Зависимость коэффициента image от степени сжатия



        Степень сжатия

        Коэффициент image

        при давлении в газопроводе 7,5 МПа

        при давлении в газопроводе 5,5 МПа

        1,2

        0,031

        0,0230

        1,3

        0,035

        0,0263

        1,4

        0,038

        0,0286

        1,5

        0,041

        0,0308


    4. Внедрение электропуска агрегатов

      Экономия газа при внедрении электропуска агрегата обусловлена отсутствием расхода газа на пуск ГПА.

      Величину планируемой (фактической) годовой экономии газа при внедрении электропуска агрегата image, тыс. м3, рассчитывают по формуле

      image image (6.35)

      где image – величина экономии газа при электропуске агрегата, тыс. м3, в соответствии с таблицей 6;

      image – количество пусков агрегата в год.


      Таблица 6 – Величина экономии газа за счет внедрения электропуска агрегатов


      Тип ГПА

      Величина экономии газа QЭП, тыс. м3

      Центавр Т-3002

      0,09

      Центавр Т-45000, Центавр Т-4700

      0,19

      ГПА-4 Урал

      0,44

      ГТК-5, ГТ-700-5

      2,75

      ГТ-6-750, ГТН-6

      1,90

      ГТ-750-6, ГТ-750-6М (ДОН-1-3)

      4,40

      ГПА-Ц-6.3

      0,50

      ГПА-Ц-6.3А

      0,13

      ГПА-Ц-6.3Б, ГПА-Ц-8Б, АГПУ-8 Волга

      0,62

      ГТК-10-4, ГТК-10М

      1,47

      ГПУ-10

      1,76

      ГПА-Ц-10Б

      0,62

      ГПА-10 Урал, ГПА-10ПХГ Урал

      0,73

      PGT-10

      1,60

      ГТК-10, ГТК-10ИР

      1,47

      ГТН-16

      6,10

      ГТН-16М-1

      2,50

      Коберра 16Р Урал, ГПА-16 Урал, ГПА-16Р Урал, ГПА-Ц16Р Урал

      0,88

      PGT-21S; ГПА-16Р АЛ Урал, ГПА-16 Арлан, ГПА-Нева 16, ГПА-Ц16 АЛ, ГПА-16Р Уфа

      0,26

      ГПА-Ц16 НК-38

      0,38

      Окончание таблицы 6


      Тип ГПА

      Величина экономии газа QЭП, тыс. м3

      ГТНР-16

      4,00

      ГТК-25И

      0,24

      ГТК-25ИР, ГТНР-25И(С), ГТНР-25И(В)

      0,35

      ГТН-25

      0,19

      ГТН-25-1

      0,21

      ГПА-Ц-25, ГПА-Ц-25БД, ГПА-Ц-25НК, ГПА-Нева-25Р НК, ГПА-25НК Урал


      0,44

      ГПА-25 Урал, ГПА-25Р Урал

      0,73


    5. Установка комплексного воздухоочистного устройства для газоперекачивающего агрегата

      Экономия топливного газа при установке комплекта КВОУ для ГПА вместо воздухозаборных камер достигается за счет улучшения качества циклового воздуха, что приводит к увеличению КПД агрегата.

      Величину планируемой (фактической) экономии топливного газа ГПА image, тыс. м3, за расчетный период рассчитывают по формуле

      image

      image

      image image (6.36)

      image

      где – КПД ГПА до установки КВОУ;

      image – КПД ГПА после установки КВОУ;

      image – планируемое (фактическое) время работы ГПА за расчетный период, ч.


    6. Проведение режимно-наладочных испытаний подогревателей топливного газа газоперекачивающих агрегатов

      Экономия газа при проведении РНИ ПТГ достигается за счет повышения их КПД.

      Величину планируемой (фактической) экономии газа, расходуемого на ПТГ в КЦ image , тыс. м3, рассчитывают по формуле

      image (6.37)

      где image, image – КПД i-го ПТГ до и после проведения РНИ, рассчитывают на основании действующего НД;

      image – номинальный (фактический) расход газа на газогорелочное устройство i-го ПТГ,

      м3/ч;


      image – планируемое (фактическое) время работы i-го ПТГ, ч;

      – количество ПТГ.

    7. Подогрев топливного газа выхлопными газами газоперекачивающего агрегата

      Энергосберегающий эффект достигается за счет подогрева топливного газа выхлопными газами от ГПА, что позволяет не включать в работу ПТГ в КЦ.

      Величину планируемой (фактической) экономии газа, расходуемого на ПТГ, image, тыс. м3, при реализации энергосберегающего мероприятия рассчитывают по формуле

      image image (6.38)


      image

      где – номинальный (фактический) расход газа ПТГ, м3/ч; image – планируемое (фактическое) время работы ПТГ, ч.


    8. Выработка газа потребителям из отключаемого участка газопровода, контура компрессорного цеха перед выполнением планово-профилактических и ремонтных работ

      Экономия газа достигается за счет сокращения объема газа, стравливаемого при выполнении планово-профилактических и ремонтных работ на линейной части газопровода и на КЦ, при использовании следующих энергосберегающих технологий:

        • выработка газа через ГРС из отключенного участка, выводимого в ремонт;

        • перепуск газа из отключенного участка газопровода, контура КЦ на вход КС или в смежный участок газопровода, выводимого из ремонта;

        • выработка газа из отключенного участка газопровода, контура КЦ на собственные нужды КЦ;

        • выработка газа из отключенного участка газопровода с помощью ГПА на вход агрегатов следующей КС или многоступенчатая выработка ГПА на одной КС;

        • выработка газа из участка газопровода при помощи МКС.

          Величину планируемой (фактической) годовой экономии газа за счет выработки газа потребителям image, тыс. м3, рассчитывают по формуле

          image

          image

          image (6.39)

          image

          image (6.40)

          где 2893 – коэффициент приведения значения объема и давления газа к стандартным условиям (Тс = 293,15 К; Рс = 0,101325 МПа);

          image – геометрический участок газопровода, контура КЦ, м3; image – внутренний диаметр трубопровода, м;

          image – длина участка трубопровода, м;

          image

          , image – абсолютное давление газа в трубопроводе до и после выработки, МПа;

          image

          , image – коэффициент сжимаемости газа до и после выработки;

          image

          , image – температура в трубопроводе до и после выработки, К.

          image

          image

          Коэффициент сжимаемости газа рассчитывают согласно РД 153-39.0-112-2001 [6] по формулам


          (6.41)

          image



          image

          image

          image

          (6.42)

          image


          Относительную плотность газа по воздуху image рассчитывают по формуле

          image (6.43)

          где image – плотность природного газа при стандартных условиях, используют данные химической лаборатории;

          1,2044 – плотность сухого газа при 20 С и 0,1013 МПа, кг/м3.

          Температуру газа в трубопроводе до и после выработки рассчитывают по формулам


          image image (6.44)


          image image (6.45)


          где image, image – температура газа в трубопроводе до и после выработки, С.


    9. Энергосберегающие технологии при ремонте участка газопровода

      Методы ремонта дефектных участков труб назначают на основании результатов технического диагностирования газопроводов.

      Экономия газа обусловлена исключением стравливания газа на участке газопровода при проведении ремонта при использовании следующих технологий:

        • врезка под давлением с использованием специального оборудования ТМ760А и Т101А в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-116;

        • ремонт дефектных участков трубопроводов стеклопластиковыми муфтами с резьбовой затяжкой в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-335;

        • ремонт дефектных труб полимерными композиционными материалами в соответствии с ВСН 39-1.10-001-99 [9];

        • замена кранов и установка разрезных муфт без прекращения транспорта газа.

      Величину планируемой (фактической) экономии газа при использовании указанных технологий при ремонте на участке газопровода image, тыс. м3, рассчитывают по формулам

      image

      image

      image (6.46)

      image

      image (6.47)

      image

      image (6.48)

      image image (6.49)


      где image – среднее абсолютное давление газа на участке газопровода, МПа; image – средняя температура газа на участке газопровода, К;

      image

      , image – абсолютное давление газа в начале и конце участка газопровода, МПа;

      image – коэффициент сжимаемости газа, рассчитывают согласно РД 153-39.0-112-2001 [6] для значений image, image;

      image

      , image – температура газа в начале и конце участка газопровода, °С;

      image

      image – объем газа, необходимый для продувки участка газопровода тыс. м3, рассчитывают по формуле

      (6.50)


    10. Врезка стационарных отсечных устройств в обвязку компрессорного цеха

      Экономия газа от врезки СОУ в обвязку КЦ достигается за счет того, что после врезки СОУ стравливается только часть газа при проведении ППР на пылеуловителях.

      Величину планируемой (фактической) экономии газа при внедрении СОУ image, тыс. м3, рассчитывают по формуле

      image

      image

      image (6.51)

      где image – геометрический объем всего контура обвязки КЦ, тыс. м3, используют паспортные данные;

      image – геометрический объем ПУ, тыс. м3, используют паспортные данные;

      image – геометрический объем труб от ПУ до СОУ, тыс. м3, используют паспортные

      данные.

    11. Использование утилизаторов тепла работающих газоперекачивающих агрегатов и газотурбинной электростанции на нужды отопления

      Экономия газа достигается за счет использования на нужды отопления КС утилизаторов тепла работающих ГПА и (или) ГТЭС вместо котельной.

      Величину планируемой (фактической) годовой экономии газа за счет использования утилизаторов тепла image, тыс. м3, рассчитывают по формуле

      image image (6.52)


      где image – расход газа замещаемой котельной, тыс. м3;

      image – дополнительный расход топливного газа ГТУ, вызванный увеличением сопротивления выхлопного тракта при установке утилизаторов, тыс. м3.

      Расход газа котельной image, тыс. м3, рассчитывают по формуле

      image

      image (6.53)

      где image – количество тепла, выработанное утилизаторами, Гкал; image – низшая теплота сгорания газа, ккал/м3;

      image – средневзвешенный КПД котлов, используют результаты РНИ.

      image

      Дополнительный расход топливного газа ГТУ image, тыс. м3, рассчитывают по формуле

      image

      image

      (6.54)


      где image – дополнительная мощность, необходимая для компенсации увеличения сопротивления выхлопного тракта ГПА с i-м утилизатором, кВт;

      image

      – номинальный эффективный КПД i-й ГТУ согласно таблицам Б.1, Б.2 (приложе-

      ние Б);

      – количество ГПА с утилизаторами тепла; image – наработка i-й ГТУ с утилизаторами, ч;

      image – коэффициент загрузки i-й ГТУ, принимается для ГПА по данным ПДС, для ГТЭС – по данным службы главного энергетика дочернего общества ОАО «Газпром».

      Дополнительную мощность image рассчитывают по формуле


      image

      image

      (6.55)


      где image – аэродинамическое сопротивление утилизатора, Па, по данным приборных замеров;


      image

      формуле

      • расход продуктов сгорания ГТУ через утилизатор, м3/с, рассчитывают по


        image

        image

        (6.56)


        где image – массовый расход продуктов сгорания через утилизатор, кг/с, по данным замеров СИ;

        – плотность продуктов сгорания, кг/м3, рассчитывают по формуле

        image (6.57)

        где image – температура продуктов сгорания перед утилизатором, С, по данным замеров СИ.


    12. Внедрение схем продувки пылеуловителей, обеспечивающих полную утилизацию продуваемого газа

      Экономия газа достигается путем модернизации обвязки пылеуловителей, емкости сбора конденсата и сброс продуваемого газа в выходной газопровод до узла замера расхода газа на ГРС. При такой схеме обеспечивается выработка газа на потребителей ГРС из конденсатосборника (дренажной емкости) после осуществления продувки узла очистки газа при закрытой свечной линии конденсатосборника (дренажной емкости).

      Величину планируемой (фактической) экономии газа ГРС за счет внедрения рациональной схемы продувки пылеуловителя, обеспечивающую полную утилизацию газа, стравливаемого при продувке image, тыс. м3, рассчитывают по формуле

      image

      image

      image (6.58)

      где 2893 – коэффициент приведения значения объема и давления газа к стандартным условиям;

      image

      – геометрический объем конденсатосборника (дренажной емкости), м3;

      image

      , image – температура газа в пылеуловителе (фильтре) ГРС до и после выработки, К;

      image

      , image – абсолютное давление газа в пылеуловителе (фильтре) ГРС до и после выработки, МПа;

      image

      , image – коэффициент сжимаемости газа в пылеуловителе (фильтре) ГРС до и после выработки;

      n – количество продувок узла очистки газа на ГРС;

      m – количество продуваемых пылеуловителей (фильтров).


    13. Внедрение на узлах редуцирования газораспределительной станции регуляторов давления газа с теплогенератором

      Экономия газа достигается за счет исключения из работы подогревателя газа на ГРС при использовании регуляторов давления газа с теплогенератором.

      Величину планируемой (фактической) экономии газа при внедрении регуляторов давления газа с теплогенератором image, тыс. м3, рассчитывают по формуле

      image image (6.59)

      где image – номинальный (фактический) расход топливного газа на горелку подогревателя газа, м3/ч;

      image

      – планируемое (фактическое) время работы регуляторов давления газа с теплогенератором, ч.


    14. Проведение режимно-наладочных испытаний котельных


      РНИ котельных проводят в соответствии с Правилами [10] для обеспечения безопасной, экономичной и эффективной эксплуатации оборудования.

      Экономия газа обусловлена повышением КПД котлов после проведения РНИ. Величину фактической экономии газа при проведении РНИ image, тыс. м3, за расчет-

      ный период рассчитывают по формулам

      image

      image (6.60)

      image

      image (6.61)

      image

      image (6.62)

      где image – фактическая величина выработки тепла котельной за расчетный период, Гкал;

      image

      , – средневзвешенный КПД котлов до и после РНИ;

      , – КПД i-го котла до и после РНИ, рассчитывают по СТО Газпром 069;

      image

      image

      , – расход газа i-м котлом до и после РНИ, м3/ч.

      Величину планируемой экономии газа при проведении РНИ image, тыс. м3, за расчетный период рассчитывают по формулам (6.60)–(6.62). Для расчета используют статисти-

      ческие данные по средневзвешенному КПД котлов до и после РНИ и планируемую величину выработки тепла котельной за расчетный период.


    15. Внедрение автоматического регулирования теплоснабжения зданий

      Экономия газа достигается за счет внедрения СИ величины тепловой энергии, подаваемой на обогрев зданий, позволяющих оптимизировать режим работы котлов.

      При внедрении приборов контроля и регулирования достигается:

        • автоматическое регулирование тепловой энергии за счет изменения температуры теплоносителя;

        • исключение перерасхода газа в межсезонье, а также в выходные дни и ночные часы. Величину планируемой (фактической) экономии газа при внедрении приборов кон-

          троля и регулирования тепловой энергии image, тыс. м3, рассчитывают по формуле



          image image


          где image – планируемый (фактический) расход газа котельной, тыс. м3;

          (6.63)

          image – коэффициент эффективности использования приборов контроля и регулирования подаваемой тепловой энергии, рассчитывают в ГТДО на основании утвержденного НД.


    16. Очистка и промывка внутренних поверхностей котельного оборудования

      Экономия газа достигается за счет увеличения КПД котлов и котельного оборудования после удаления накопившихся на стенках отложений.

      Величину планируемой (фактической) экономии газа при очистке и промывке внутренних поверхностей котельного оборудования image, тыс. м3, за расчетный период рассчитывают по формулам, приведенным в 6.19.


      image

    17. Внедрение энергоэффективных котлов при реконструкции котельных Экономия газа обусловлена применением котлов с более эффективным КПД. Величину фактической экономии газа при замене котла при реконструкции котельной

, тыс. м3, за расчетный период рассчитывают по формуле


image

image (6.64)

где image, image – КПД котла до замены и после замены соответственно, рассчитывают по СТО Газпром 069;

image – низшая теплота сгорания газа, ккал/м3;

image – фактическое количество тепла, отпускаемое котлом, Гкал, используют данные СИ тепловой энергии.

Величину планируемой экономии газа при проведении реконструкции котельной

image

, тыс. м3, за расчетный период рассчитывают по формуле (6.64).

Для расчета используют статистические данные о КПД заменяемого котла, номинальное значение КПД замещающего котла и планируемую величину выработки тепла котельной после проведения реконструкции за расчетный период.


  1. Методика расчета эффекта энергосбережения от внедрения мероприятий по экономии расхода электроэнергии на собственные технологические нужды транспорта газа


    1. Внедрение частотно-регулируемого привода в электроприводных газоперекачивающих агрегатах

      Энергосберегающий эффект от внедрения ЧРП в ЭГПА достигается за счет регулирования частоты оборотов электродвигателя ЭГПА.

      Величину планируемой (фактической) годовой экономии электроэнергии при использовании ЧРП электродвигателей ЭГПА image, тыс. кВтч, рассчитывают по формуле

      image

      image (7.1)

      где image – коэффициент эффективности частотного регулирования, рассчитывают в ГТДО на основании утвержденного НД;

      image – планируемая (фактическая) величина электроэнергии, потребляемая ЭГПА за расчетный период, тыс. кВт·ч;

      – количество кварталов, = 4.


    2. Внедрение цифровых возбудительных устройств синхронных электродвигателей электроприводных газоперекачивающих агрегатов

      ЦВУ позволяют расширить функции контроля, управления и мониторинга возбуждения синхронного двигателя:

        • улучшить условия пуска СД;

        • реализовать более совершенные законы регулирования;

        • обеспечить оперативный анализ работы возбудителя и СД в переходных и нагрузочных режимах;

        • обеспечить защиту от неправильных действий оперативного персонала, исключить человеческий фактор;

        • поддерживать протоколы обмена информацией с САУ ЭГПА;

        • снизить потери в примыкающей сети;

        • организовать групповое управление возбуждением СД КЦ;

        • повысить статическую и динамическую устойчивость СД.

      Использование ЦВУ позволяет поддерживать режимы работы ЭГПА с коэффициентом мощности cos, изменяющимся в диапазоне 0,98–1,00. При этом уменьшается потребление активной мощности из сети на величину дополнительных затрат, представляющих собой потери активной мощности в электроприводе.

      Величину планируемой (фактической) годовой экономии электроэнергии ЭГПА за счет применения ЦВУ image, тыс. кВтч, рассчитывают по формуле

      image

      image (7.2)

      где image – коэффициент эффективности применения ЦВУ, рассчитывается в ГТДО на основании утвержденного НД.


    3. Оптимизация режимов работы компрессорных цехов, компрессорных станций

      При оптимизации режимов работы электроприводных КЦ, КС энергосберегающий эффект выражается в уменьшении расхода электроэнергии на компримирование газа.

      Этот эффект достигается проведением ПДС ГТДО по утвержденному НД на основе использования оптимизационных комплексов моделирования мероприятий, представленных в 6.2.

      image

      Величину планируемой (фактической) годовой экономии электроэнергии на компримирование при оптимизации режимов работы КЦ, КС image, тыс. кВт·ч, рассчитывают по формулам

      image

      image (7.3)



      image

      image

      image

      image

      при условии, что


      (7.4)


      где image – планируемый (фактический) расход электроэнергии на компримирование КС за j-й расчетный период, тыс. кВт·ч;

      image – планируемый (фактический) расход электроэнергии на компримирование i-го КЦ, тыс. кВт·ч;

      image – коэффициент эффективности оптимизации за j-й расчетный период, рассчитывают в ГТДО на основании утвержденного НД;

      image – планируемая (фактическая) суммарная величина экономии электроэнергии на компримирование от других мероприятий, не связанных с оптимизацией режимов рабо-

      ты КЦ, за j-й расчетный период, тыс. кВт·ч;

      – количество КЦ с ЭГПА на КС;

      image – фактический удельный расход электроэнергии на компримирование КЦ за j-й расчетный период, кВт·ч/(кВт·ч), рассчитывают по СТО Газпром 2-3.5-113;

      image – норма расхода электроэнергии на компримирование КЦ за j-й расчетный период, кВт·ч/(кВт·ч), рассчитывают по СТО Газпром 3.3-2-001.

      Примечание – Если фактическая величина удельного расхода электроэнергии на компримирование превышает норму расхода электроэнергии на компримирование за расчетный период image image экономия электроэнергии отсутствует.

    4. Внедрение поворотных направляющих аппаратов для электроприводных газоперекачивающих агрегатов

      Экономия электроэнергии достигается за счет регулирования производительности агрегата.

      Величину планируемой (фактической) экономии электроэнергии на компримирование газа ЭГПА за счет внедрения поворотных направляющих аппаратов image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

      image

      image

      (7.5)


      где image – потребление электроэнергии на компримирование газа ЭГПА за расчетный период, тыс. кВтч;

      image – коэффициент эффективности применения поворотных направляющих аппаратов, принимают равным 0,01.

    5. Очистка внутренней полости магистральных газопроводов очистными поршнями

      Экономия электроэнергии на компримирование в КЦ с ЭГПА достигается за счет снижения гидравлического сопротивления магистрального газопровода после проведения его очистки очистными поршнями.

      Величину планируемой (фактической) экономии электроэнергии на компримирование КЦ image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

      image image (7.6)

      где image – коэффициент эффективности очистки внутренней полости магистральных газопроводов, рассчитывают по формуле (6.31);

      image – величина планируемого (фактического) потребления электроэнергии на компримирование газа КЦ за расчетный период, тыс. кВт·ч.

    6. Снижение потерь давления газа в технологической обвязке компрессорных цехов

      Величину планируемой (фактической) экономии электроэнергии на компримирование КЦ от внедрения мероприятий по снижению потерь давления газа в технологической обвязке КЦ image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

      image image (7.7)


      где image – величина планируемого (фактического) потребления электроэнергии на компримирование газа КЦ за расчетный период, тыс. кВт·ч;

      image – определяют в соответствии с таблицей 4.

    7. Внедрение энергосберегающих мероприятий в установках охлаждения газа

      1. Оптимизация режимов работы АВО газа за счет частотного регулирования электродвигателей вентиляторов

        Энергосберегающий эффект от внедрения частотного регулирования достигается за счет регулирования частоты оборотов электродвигателей вентиляторов АВО газа.

        Планируемую величину экономии электроэнергии за счет частотного регулирования электродвигателей вентиляторов АВО газа image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

        image

        image

        (7.8)


        где image – коэффициент эффективности частотного регулирования АВО газа, рассчитывают в ГТДО на основании утвержденного НД;

        image – номинальная мощность i-го электродвигателя вентилятора АВО газа, кВт, определяют по паспортным данным;

        image – коэффициент использования мощности i-го электродвигателя АВО, рассчитывают на основании статистических данных;

        image – коэффициент использования i-го электродвигателя АВО по времени, рассчитывают на основании статистических данных;

        image – номинальный КПД i-го электродвигателя АВО, определяют по паспортным

        данным;


        image

        • планируемое время работы i-го АВО газа за расчетный период, ч;

          – количество вентиляторов.

          Фактическую величину экономии электроэнергии за счет частотного регулирования электродвигателей вентиляторов АВО газа image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

          image

          image

          (7.9)


          где image – фактическая величина электроэнергии, потребляемой АВО газа за расчетный период, тыс. кВт·ч.

      2. Повышение эффективности работы АВО газа за счет регулировки угла атаки лопастей вентиляторов

        Величину планируемой экономии электроэнергии за счет регулировки угла атаки лопастей вентиляторов АВО газа image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

        image

        image (7.10)

        где image – коэффициент эффективности регулировки угла атаки лопастей вентиляторов АВО газа, рассчитывают в ГТДО на основании утвержденного НД.

        Величину фактической экономии электроэнергии за счет регулировки угла атаки лопастей вентиляторов АВО газа image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по

        формуле

        image

        image (7.11)


      3. Совершенствование конструкции АВО газа

        Экономия электроэнергии достигается за счет использования композитных материалов для рабочих колес и диффузоров вентиляторов АВО газа.

        image

        Величину планируемой экономии электроэнергии за счет совершенствования конструкции АВО газа image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле


        image (7.12)

        где image – коэффициент эффективности совершенствования конструкции АВО газа, рассчитывают в ГТДО на основании утвержденного НД.

        Величину фактической годовой экономии электроэнергии за счет совершенствования конструкции АВО газа image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

        image

        image (7.13)



        газа

      4. Очистка наружных и внутренних поверхностей теплообмена трубных пучков АВО


        Экономия электроэнергии достигается за счет улучшения теплообмена при проведе-

        нии промывки наружных и внутренних поверхностей теплообмена трубных пучков секций АВО газа.

        Величину планируемой экономии электроэнергии за счет очистки секций АВО газа image , тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

        image

        image (7.14)

        где image – коэффициент эффективности очистки секций АВО газа, рассчитывают в ГТДО на основании утвержденного НД.

        Величину фактической экономии электроэнергии за счет очистки секций АВО газа image , тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

        image image (7.15)


      5. Ревизия нащельников, исключение перетока воздуха через неплотности АВО газа При эксплуатации АВО газа происходит переток воздуха между трубными пучками те-

плообменника, что приводит к снижению эффективности процесса охлаждения газа.

В целях повышения эффективности охлаждения газа и исключения перетоков воздуха через неплотности проводится ревизия нащельников, установленных между трубными пучками теплообменников. При этом, за счет повышения эффективности охлаждения, снижается количество работающих электродвигателей.

Величину планируемой экономии электроэнергии за счет ревизии нащельников АВО газа image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

image

image

image (7.16)

где – коэффициент эффективности ревизии нащельников АВО газа, при проведении работ не менее два раза в год принимают равным 0,02.

Величину фактической экономии электроэнергии за счет ревизии нащельников АВО газа image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

image image (7.17)


    1. Внедрение энергосберегающих мероприятий в аппаратах воздушного охлаждения масла

      1. Оптимизация режимов работы АВО масла за счет частотного регулирования электродвигателей вентиляторов

        Экономия электроэнергии достигается путем регулировки частоты вращения вентиляторов в зависимости от температуры масла на выходе из АВО масла.

        Планируемую величину экономии электроэнергии за счет частотного регулирования электродвигателей вентиляторов АВО масла image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

        image

        image (7.18)

        где image – коэффициент эффективности ЧРП АВО масла, рассчитывают в ГТДО на основании утвержденного НД;

        image – номинальная мощность i-го электродвигателя вентилятора АВО масла, кВт, определяют по паспортным данным;

        image – коэффициент использования мощности i-го электродвигателя АВО масла, определяют на основании статистических данных;

        image – коэффициент использования i-го электродвигателя АВО масла по времени, определяют на основании статистических данных;

        image

        – номинальный КПД i-го электродвигателя АВО масла, определяют по паспорт-

        ным данным;

        image – планируемое время работы i-го ГПА за расчетный период, ч; П – количество электродвигателей АВО масла.

        Фактическую величину экономии электроэнергии за счет частотного регулирования электродвигателей вентиляторов АВО масла image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

        image

        image (7.19)


        где image – фактическая величина электроэнергии, потребляемая АВО масла за расчетный период, тыс. кВт·ч.

      2. Промывка наружных и внутренних поверхностей теплообмена трубных пучков секций АВО масла

Величину планируемой экономии электроэнергии за счет очистки трубных пучков АВО масла от загрязнений image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

image (7.20)

где image – коэффициент эффективности очистки трубных пучков АВО масла от загрязнений, рассчитывают в ГТДО на основании утвержденного НД.

Величину фактической экономии электроэнергии за счет очистки трубных пучков АВО масла от загрязнений image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

image image (7.21)

Примечание – Расчет экономии электроэнергии по формулам (7.20)–(7.21) приведен для АВО масла, имеющего электродвигатели с постоянной частотой вращения.


    1. Внедрение автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии

      Экономия электроэнергии при внедрении АСКУЭ обусловлена cнижением потерь, связанных с неправильным анализом баланса о приходе-расходе электроэнергии, выявлением неучтенных потребителей и снижением коммерческих потерь электроэнергии в сетях.

      Величину планируемой (фактической) экономии электроэнергии на КС при внедрении АСКУЭ image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

      image image (7.22)


      где image – коэффициент эффективности использования АСКУЭ, рассчитывают в ГТДО на основании утвержденной НД;

      image – планируемая (фактическая) величина потребления электроэнергии КС за расчетный период, тыс. кВт·ч.

      Пример расчета экономии электроэнергии при внедрении АСКУЭ приведен в приложении В.

    2. Исключение потерь холостого хода в трансформаторах

      Экономия электроэнергии достигается за счет исключения потерь холостого хода в трансформаторах:

        • при проведении ремонтных работ (или выводе в резерв) на АВО газа, на другом электрооборудовании в КЦ за счет отключения силовых трансформаторов;

        • за счет отключения трансформаторов и сварочных агрегатов, работающих на холостом ходу.

          Величину планируемой (фактической) экономии электроэнергии за счет исключения потерь холостого хода в трансформаторах image, тыс. кВт·ч, за расчетный период согласно Инструкции [11] рассчитывают по формуле

          image

          image

          image image (7.23)

          где image – потери мощности холостого хода i-го трансформатора за расчетный период, кВт, определяют по паспортным данным трансформатора;

          image – планируемое (фактическое) время отключения i-го трансформатора за расчетный период, ч;

          image – напряжение на высшей стороне i-го трансформатора, кВ;

          image – номинальное напряжение высшей обмотки i-го трансформатора, кВ;

          n – количество отключаемых трансформаторов.


    3. Внедрение энергоэффективных ламп

      Экономия электроэнергии достигается за счет замены установленных ламп на лампы меньшей мощности с той же светоотдачей.

      Величину планируемой (фактической) экономии электроэнергии image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

      image (7.24)

      где image – мощность заменяемой i-й лампы, кВт, определяют по паспортным данным;

      image – мощность устанавливаемой i-й лампы, кВт, определяют по паспортным данным; image – планируемая (фактическая) длительность работы i-й лампы после замены, ч;

      nл – количество ламп.

    4. Внедрение автоматических устройств управления освещением

      1. Внедрение автоматических устройств управления освещением с контролем уровня освещенности и автоматическим включением и отключением системы при критическом значении освещенности

        Энергосберегающий эффект достигается за счет уменьшения расхода электроэнергии посредством автоматического регулирования системы наружного освещения.

        Величину планируемой (фактической) экономии электроэнергии image, кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

        image

        image image (7.25)

        где image – суммарная мощность осветительных установок, кВт;

        image – планируемая (фактическая) длительность работы осветительных установок, ч;

        image – коэффициент эффективности автоматизации управления освещением в соответствии с таблицей 8.

        Таблица 8 – Коэффициент эффективности автоматизации управления освещением



        Уровень сложности системы автоматического управления освещением

        Коэффициент эффективности автоматизации управления освещением kэа

        Контроль уровня освещенности и автоматическое включение и отключение системы освещения при критическом значении освещенности


        1,1

        Включение и отключение освещения дискретно, в зависимости от зонного распределения естественной освещенности

        1,2

        Плавное управление мощностью и световым потоком светильников в зависимости от распределения естественной освещенности


        1,3


      2. Внедрение двухрежимного освещения на КС

Энергосберегающий эффект достигается за счет снижения потребления электроэнергии при внедрении двухрежимного освещения на КС.

Величину планируемой (фактической) экономии электроэнергии при внедрении двухрежимного освещения на КС image, кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

image image image (7.26)


где image – мощность системы дежурного освещения, кВт, используют паспортные данные; image – мощность системы рабочего освещения, кВт, используют паспортные данные; image – планируемое (фактическое) время работы дежурного освещения, ч.

    1. Установка конденсаторных батарей с автоматическим управлением

      Экономия электроэнергии достигается за счет повышения коэффициента мощности cosпосредством компенсации конденсаторными батареями реактивной составляющей мощности в электрической сети КЦ, КС.

      Величину планируемой (фактической) экономии электроэнергии image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

      image

      image

      (7.27)


      где image – экономический коэффициент реактивной мощности, определяют в зависимости от места установки конденсаторных батарей: на генераторном напряжении принимают 0,02;

      при одной ступени трансформации – 0,05; при двух ступенях трансформации – 0,08; при трех ступенях трансформации – 0,12;

      image – планируемая (фактическая) величина потребления электроэнергии КЦ за расчетный период, тыс. кВт·ч;

      tg1 – тангенс угла 1, определяется по cos1 до установки конденсаторных батарей; tg2 – тангенс угла 2, определяется по cos2 после установки конденсаторных батарей.

    2. Использование естественно-принудительной системы отвода излишков тепла от агрегата в компрессорном цехе

      Экономия электроэнергии достигается за счет применения герметичного легкосъемного укрытия, имеющего вывод излишков тепла за пределы КЦ, вместо применяемой для удаления тепла от агрегатов принудительной вентиляции забора воздуха из рабочей зоны, осуществляемой вентиляторами.

      Величину планируемой (фактической) экономии электроэнергии за счет применения естественно-принудительной системы отвода излишков тепла от агрегата в КЦ image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

      image image (7.28)


      где image – количество установленных в цехe систем естественно-принудительной вентиляции;

      image – номинальная мощность электродвигателя вентилятора, кВт, определяют по паспортным данным;

      image

      – планируемое (фактическое) время работы агрегата, ч.


    3. Внедрение турбодетандерных установок

      Энергосберегающий эффект от внедрения турбодетандерной установки достигается за счет выработки электроэнергии на собственные нужды КЦ (ГРС) и замещения соответствующей величины покупной электроэнергии.

      Величину планируемой (фактической) экономии электроэнергии image, тыс. кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формуле

      image image image (7.29)

      где image – номинальная мощность турбодетандерной установки, кВт, определяют по паспортным данным;

      image

      – коэффициент загрузки по мощности, определяют исходя из условий работы КЦ

      (ГРС);


      image

      • планируемое (фактическое) время работы турбодетандерной установки, ч.

    4. Внедрение энергоэффективных электродвигателей

      Экономия электроэнергии достигается за счет повышения КПД заменяемого электродвигателя.

      Величину планируемой (фактической) экономии электроэнергии при замене электродвигателя на энергоэффективный image, кВт·ч, за расчетный период рассчитывают по формулам

      image

      image

      (7.30)


      image

      image

      image

      (7.31)


      image

      image (7.32)


      где image – планируемая (фактическая) величина потребления электроэнергии электродвигателем за расчетный период, кВт·ч;

      image – коэффициент эффективности внедрения энергоэффективного электродвигателя; image – КПД электродвигателя до замены, определяют по паспортным данным;

      image – КПД электродвигателя после замены;

      е – относительное снижение суммарных потерь мощности в двигателе, определяют по информации производителя.

    5. Внедрение частотно-регулируемого привода для насосов систем горячего и холодного водоснабжения

      Экономия электроэнергии от внедрения ЧРП насосов систем горячего и холодного водоснабжения достигается за счет регулирования частоты оборотов электродвигателей привода.

      Величину планируемой (фактической) экономии электроэнергии за счет частотного регулирования электродвигателей привода для насосов систем горячего и холодного водоснабжения image, image, тыс. кВтч, за расчетный период рассчитывают по формулам

      image

      image

      image (7.33)

      image

      image

      image (7.34)

      где image, image – коэффициенты эффективности частотного регулирования систем горячего и холодного водоснабжения за расчетный период, рассчитывают в ГТДО на основании утвержденного НД;

      image

      , image – планируемая (фактическая) величина электроэнергии, потребляемой системами горячего и холодного водоснабжения за расчетный период, тыс. кВт·ч.


    6. Применение токопроводящих смазок

      Эффективность применения токопроводящих смазок выражается в снижении активных потерь в контактных соединениях электрических линий. Величина активных потерь зависит от уровня напряжения и значения тока (мощности) в линии.

      Согласно рекомендациям производителя нанесение токопроводящих смазок, например «Суперконт» и «Экстраконт», необходимо проводить каждые три года.

      Величину планируемой (фактической) экономии потребления электроэнергии image, тыс. кВтч, за расчетный период рассчитывают по формуле

      image

      image (7.35)

      где image – планируемая (фактическая) величина потребления электроэнергии i-м потребителем КЦ низкого напряжения (0,4 кВ), в линиях которого применялись токопроводящие смазки, тыс. кВт·ч;

      image – планируемое (фактическое) потребление электроэнергии i-м потребителем КЦ среднего напряжения (6–10 кВ), в линиях которого применялись токопроводящие смазки, тыс. кВт·ч;

      image – коэффициент снижения потерь для i-й линии среднего напряжения (6–10 кВ), принимают image = 2·10–4, image = 3·10–4;

      image – коэффициент снижения потерь для i-й линии низкого напряжения (0,4 кВ), принимают image = 2·10–3.

    7. Энергосберегающие мероприятия в электрохимзащите газопроводов

      1. Внедрение энергоэффективных автоматических преобразователей в СКЗ Экономия электроэнергии достигается за счет внедрения энергоэффективных автома-

        тических преобразователей работы СКЗ в режиме автоматического поддержания защитного потенциала.

        Величину планируемой (фактической) экономии потребления электроэнергии СКЗ

        image

        , тыс. кВтч, за расчетный период рассчитывают по формуле


        image

        image (7.36)

        где image, image – КПД эксплуатируемого и замещающего i-го автоматического преобразователя;

        image – планируемое (фактическое) потребление электроэнергии i-м преобразователем за расчетный период, тыс. кВтч;

        Y – количество внедряемых преобразователей.

      2. Внедрение мероприятий по повышению эффективности анодных заземлений Экономия электроэнергии при внедрении эффективных анодных заземлений (в том

числе, например, анодных заземлителей с коксоминеральным активатором) обусловлена уменьшением электрического сопротивления растеканию анодного контура.

Величину планируемой (фактической) экономии потребления электроэнергии СКЗ image , тыс. кВтч, за расчетный период рассчитывают по формуле

image

image (7.37)

где image, image – сопротивление растеканию тока i-го анодного заземления до и после внедрения мероприятий, Ом;

image – планируемое (фактическое) потребление электроэнергии за расчетный период для эксплуатируемого анодного заземления, тыс. кВтч;

– количество внедряемых анодных заземлений.

Примеры расчетов экономии расхода электроэнергии на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа приведены в приложении В.

Приложение А

(обязательное)

Перечень основных энергосберегающих мероприятий


А.1 Перечень основных энергосберегающих мероприятий по экономии газа со сроком учета эффекта энергосбережения приведен в таблице А.1.

Таблица А.1 – Перечень основных энергосберегающих мероприятий по экономии газа


Наименование энергосберегающих мероприятий


Факторы эффекта энергосбережения

Характер эффекта от внедрения мероприятий


Реконструкция КЦ

Экономия топливного газа ГПА достигается за счет повышения КПД ГТУ, повышения КПД ЦБК


Долговременный


Оптимизация режимов работы КЦ, КС

Экономия топливного газа достигается за счет:

  • повышения уровня давления в ГТС (поддержания оптимального запаса газа в системе);

  • обеспечения оптимальной температуры газа на входе и выходе КС;

  • равномерной загрузки КЦ на многоцеховых КС с использованием межцеховых перемычек;

  • снижения потерь работы сжатия на шлейфах и перемычках КС (работа КЦ в едином гидравлическом режиме,

минимизация перетоков газа по входным и выходным перемычкам)


Один год


Замена регенераторов в ГПА

Экономия расхода топливного газа достигается за счет увеличения коэффициента регенерации теплоты отходящих газов


Долговременный


Ремонт ГПА

Экономия расхода топливного газа достигается за счет повышения технического состояния ГПА после проведения комплексного ремонта


Долговременный


Промывка проточной части ОК ГТУ


Экономия расхода топливного газа достигается за счет увеличения КПД ГТУ


Один год


Снижение потерь давления газа в технологической обвязке КЦ


Экономия расхода топливного газа достигается за счет снижения потерь давления газа в технологической обвязке КЦ


Один год

Продолжение таблицы А.1


Наименование энергосберегающих мероприятий


Факторы эффекта энергосбережения

Характер эффекта от внедрения мероприятий

Проведение очистки внутренней полости магистральных газопроводов очистными поршнями

Экономия расхода топливного газа достигается за счет снижения гидравлического сопротивления трубопроводов


Один год


Повышение уровня давления газа в газопроводе


Экономия расхода газа достигается за счет проведения мероприятий, повышающих давление в газопроводе, что обуславливает снижение мощности, необходимой для компримирования газа


Один год


Внедрение электропуска агрегатов

Экономия расхода газа достигается за счет отсутствия расхода газа на пуск ГПА из-за внедрения электропуска


Долговременный


Установка комплексного воздухоочистного устройства для ГПА

Экономия расхода топливного газа достигается за счет улучшения качества циклового воздуха, увеличения срока службы проточных частей осевого компрессора и турбины


Долговременный


Проведение РНИ подогревателей топливного газа ГПА


Экономия расхода газа достигается за счет повышения КПД подогревателей топливного газа ГПА после проведения РНИ


Один год


Подогрев топливного газа выхлопными газами ГПА

Экономия расхода газа достигается за счет подогрева топливного газа выхлопными газами от ГПА, что позволяет не включать в работу ПТГ в КЦ


Один год


Выработка газа потребителям из отключаемого участка газопровода, контура КЦ перед выполнением ремонтных работ

Уменьшение расхода газа достигается за счет:

  • выработки газа через ГРС из отключенного участка, выводимого в ремонт;

  • перепуска газа из отключенного участка газопровода на вход КЦ;

  • выработки газа из отключенного участка газопровода на собственные нужды КЦ;

  • выработки газа из отключенного участка газопровода в соседний участок при помощи МКС


Один год


Энергосберегающие технологии при ремонте участка газопровода

Экономия расхода газа достигается за счет проведения ремонта газопровода при использовании энергосберегающих технологий, позволяющих проводить ремонтные работы без стравливания газа в атмосферу


Один год

Окончание таблицы А.1


Наименование энергосберегающих мероприятий


Факторы эффекта энергосбережения

Характер эффекта от внедрения мероприятий


Врезка СОУ в обвязке КЦ

Экономия расхода газа достигается за счет того, что после врезки СОУ стравливается только часть газа с пылеуловителей

и в трубах до СОУ


Долговременный


Проведение РНИ в котельных

Экономия расхода газа достигается за счет повышения КПД котлов после проведения РНИ


Один год


Использование утилизаторов тепла работающих ГПА

и ГТЭС на нужды отопления

Экономия расхода газа достигается за счет использования на нужды отопления КС утилизаторов тепла работающих ГПА (ГТЭС) вместо котельной, тем самым экономится газ, расходуемый на производство тепловой энергии


Один год

Внедрение схем продувки пылеуловителей, обеспечивающих полную утилизацию продуваемого газа


Экономия расхода газа достигается за счет модернизации обвязки пылеуловителей


Долговременный

Внедрение на узлах редуцирования ГРС регуляторов давления газа с теплогенератором

Применение регуляторов давления газа типа РДУ-Т с теплогенератором позволяет исключить из работы ПГА на несколько месяцев


Долговременный


Внедрение автоматического регулирования теплоснабжения зданий

Экономия расхода газа достигается посредством:

  • автоматического регулирования потребления тепловой энергии за счет изменения расхода теплоносителя;

  • исключения перерасхода газа в межсезонье


Долговременный


Химочистка и промывка внутренних поверхностей котельного оборудования


Экономия расхода газа достигается за счет увеличения КПД котлов и оборудования после удаления накопившихся на стенках отложений


Один год


Внедрение энергоэффективных котлов при реконструкции котельных


Экономия расхода газа достигается за счет применения котлов с более эффективным КПД


Долговременный


А.2 Перечень основных энергосберегающих мероприятий по экономии электроэнергии приведен в таблице А.2.

Таблица А.2 – Перечень основных энергосберегающих мероприятий по экономии электроэнергии


Наименование энергосберегающих мероприятий


Факторы эффекта энергосбережения

Характер эффекта от внедрения мероприятий


Внедрение ЧРП

в электроприводных ГПА


Экономия электроэнергии на компримирование достигается при оптимизации нагрузки в КЦ с ЭГПА за счет регулирования частоты оборотов электродвигателей ЭГПА


Долговременный


Внедрение цифровых возбудительных устройств для синхронных электродвигателей ЭГПА


Экономия электроэнергии на компримирование достигается за счет уменьшения потерь активной мощности в электроприводе и снижения негативного действия пусковых токов


Долговременный


Оптимизация режимов работы электроприводных КЦ, КС


Экономия электроэнергии на компримирование достигается за счет оптимизации режимов работы КС:

  • поддержания максимального давления на выходе КС;

  • равномерной загрузки КЦ на многоцеховых КС;

  • согласования характеристик ГПА и линейных участков, которое обеспечивает работу нагнетателей в зоне объемной производительности с высоким политропным КПД


Один год


Внедрение поворотных направляющих аппаратов для ЭГПА


Экономия электроэнергии на компримирование за счет регулирования производительности агрегата


Долговременный


Очистка внутренней полости магистральных газопроводов очистными поршнями


Экономия электроэнергии на компримирование в КЦ с ЭГПА достигается за счет уменьшения гидравлического сопротивления магистрального газопровода после проведения его очистки очистными поршнями


Один год


Снижение потерь давления газа в технологической обвязке КЦ


Экономия электроэнергии на компримирование КЦ с ЭГПА достигается за счет повышения давления газа в технологической обвязке КЦ


Один год

Продолжение таблицы А.2


Наименование энергосберегающих мероприятий


Факторы эффекта энергосбережения

Характер эффекта от внедрения мероприятий


Внедрение энергосберегающих мероприятий

в устройстве охлаждения газа


Экономия электроэнергии достигается за счет:

  • частотного регулирования электродвигателей вентиляторов;

  • регулировки угла атаки лопастей вентиляторов;

  • использования композитных материалов взамен металлов для рабочих колес

  • проведения промывки наружных

и диффузоров вентиляторов АВО газа;

и внутренних поверхностей теплообмена трубных пучков секций АВО газа


Долговременный


Внедрение энергосберегающих мероприятий в аппаратах воздушного охлаждения масла

Экономия электроэнергии достигается за счет:

  • внедрения ЧРП электродвигателей АВО масла;

  • проведения промывки наружных и внутренних поверхностей теплообмена трубных пучков секций АВО масла


Долговременный (для ЧРП)


Один год


Внедрение АСКУЭ

Экономия электроэнергии достигается за счет:

  • cнижения потерь, связанных с неправильным анализом баланса о приходе-расходе электроэнергии;

  • выявления неучтенных потребителей;

  • снижения коммерческих потерь в сетях


Долговременный


Исключение потерь холостого хода

в трансформаторах

Экономия электроэнергии достигается за счет:

  • отключения силовых трансформаторов при проведении ремонтных работ (или выводе в резерв) на АВО газа и в КЦ;

  • отключения трансформаторов и сварочных агрегатов, работающих на холостом ходу


Один год


Внедрение энергоэффективных ламп

Экономия электроэнергии достигается за счет замены ламп меньшей мощностью с той же светоотдачей


Долговременный


Внедрение автоматических устройств управления освещением

Экономия электроэнергии достигается за счет:

  • оснащения систем наружного освещения автоматическими устройствами управления освещением с контролем уровня освещенности и автоматическим включением и отключением системы при критическом значении освещенности;

  • снижения потребления электроэнергии при внедрении двухрежимного освещения на КС


Долговременный

Окончание таблицы А.2


Наименование энергосберегающих мероприятий


Факторы эффекта энергосбережения

Характер эффекта от внедрения мероприятий


Установка конденсаторных батарей с автоматическим управлением

Экономия электроэнергии достигается за счет повышения коэффициента мощности cos посредством компенсации конденсаторными батареями реактивной составляющей мощности


Долговременный


Использование естественнопринудительной системы отвода излишков тепла

от агрегата в КЦ


Экономия электроэнергии достигается за счет применения герметичного легкосъемного укрытия, имеющего вывод излишков тепла за пределы КЦ, вместо применяемой для удаления тепла от агрегатов принудительной вентиляции забора воздуха из рабочей зоны, осуществляемой вентиляторами


Долговременный


Внедрение турбодетандерных установок

Экономия электроэнергии достигается за счет выработки турбодетандерной установкой электроэнергии в КЦ (на ГРС), которая используется на собственные нужды взамен покупной электроэнергии


Долговременный


Внедрение энергоэффективных электродвигателей


Экономия электроэнергии достигается за счет повышения КПД заменяемого электродвигателя


Долговременный


Внедрение ЧРП для насосов систем горячего и холодного водоснабжения


Экономия электроэнергии достигается за счет частотного регулирования электродвигателей насосов систем горячего и холодного водоснабжения


Долговременный


Применение токопроводящих смазок «Суперконт» и «Экстраконт»


Экономия электроэнергии достигается за счет снижения активных потерь электрического тока в контактных соединениях электрических линий


Три года


Энергосберегающие мероприятия в электрохимзащите газопровода


Экономия электроэнергии достигается за счет:

  • внедрения энергоэффективных автоматических преобразователей работы СКЗ в режиме автоматического поддержания защитного потенциала;

  • внедрения эффективных анодных заземлений


Долговременный

Приложение Б

(обязательное)

Основные энергетические показатели газоперекачивающих агрегатов


Б.1 Основные энергетические показатели эксплуатируемого парка газотурбинных ГПА приведены в таблице Б.1.

Таблица Б.1 – Основные энергетические показатели эксплуатируемого парка газотурбинных ГПА



Тип ГТУ

Номинальная мощность ГТУ, кВт


Номинальный КПД ГТУ

Номинальный эксплуатационный КПД ГТУ

Номинальный политропный КПД ЦБК

ГТ-700-5

4250

0,250

0,210

0,84

ГТК-5

4400

0,260

0,215

0,84

ГТ-6-750

6000

0,240

0,220

0,84

ГТН-6

6300

0,240

0,220

0,82

ГТ-750-6

6000

0,270

0,225

0,82

ГТ-750-6 M

6000

0,300

0,275

0,84

ГТН-6У

6300

0,305

0,220

0,82

ГТ-750-6 (Аврора)

6000

0,270

0,250

0,84

ГТ-750-6 (Дон)

6500

0,310

0,295

0,84

ГПА-Ц-6,3

(НК-12СТ-02)


6300


0,240


0,220


0,80

ГТК-10-4

10000

0,290

0,245

0,84

ГПУ-10

10000

0,276

0,250

0,82

ГТК-10И

10300

0,259

0,235

0,84

Коберра-182

12900

0,275

0,250

0,82

ГТН-16

16000

0,290

0,265

0,84

ГПА-Ц-16

16000

0,275

0,250

0,83

ГПА-16 (МЖ-59)

16000

0,300

0,285

0,83

ГТН-25

27500

0,281

0,230

0,81

ГТК-25И

23900

0,277

0,250

0,81


Б.2 Основные энергетические показатели новых типов газотурбинных ГПА приведены в таблице Б.2.



Тип компрессора


Тип ГПА (тип двигателя)

Номинальная мощность ГТУ, МВт


Номинальный КПД ГТУ

Номинальный политропный КПД ЦБК

Стационарный (промышленный) тип ГТУ


370-17(14)-1

ГТК-10ИР (MS-3002)


9,50


0,330


0,84

370-17(14)-1

PGT-10

10,04

0,316

0,84

370-17(14)-1

ГТН-16М1

16,00

0,310

0,84

СПЧ 520-21-1

ГТНР-16

16,00

0,325

0,82

650-22-2

ГТН-25-1

24,50

0,306

0,81

650-22-2

ГТК-25И (MS-5002)

23,90

0,278

0,81

650-22-2

ГТК-25ИР (MS-5002)

22,20

0,345

0,81

650-22-2

ГТНР-25И (В) (MS-5322R (B))

22,20

0,347

0,81

650-22-2

ГТНР-25И (С) (MS-5322R (С))

24,60

0,354

0,81

650-22-2

Балтика-25 (GT-10)

24,50

0,350

0,81

Судовой тип ГТУ

47-71-1

ГПА-4РМ (ГТД-4РМ)

4,00

0,320

0,80

47-71-1

ГПА-Ц-6,3С (ДТ-71)

6,30

0,305

0,80

НЦ-16/76-1,44

ГПУ-16МЖ (ДЖ-59)

16,00

0,300

0,83

370-1,5/76-16/5200

ГПА-16МГ (ДГ-90)

16,00

0,335

0,83

4328.02-10

Коберра-16МГ

16,00

0,335

0,83

НЦ-16/76-1,44

ГПА-25Р Днепр (ДН-80)

25,00

0,350

0,83

Авиационный тип ГТУ

47-71-1

ГПА-4РМ

ГПА-4 Урал (Д-30-ЭУ-2)

4,00

0,240

0,80

НЦ-6,3В/76-1,45

ГПА-Ц-6,3А (Д-336)

6,30

0,300

0,82


10ГЦ2-250/39-56

ГПА-Ц-6,3Б

АГПУ-8 Волга (НК-14СТ)

6,30

(8,00)

0,290

(0,300)


0,84

10ГЦ2-250/39-56

ГПА-Ц-10Б (НК-14СТ-10)

10,00

0,330

0,84


ГЦ2/52-66,5-160М2

ГПА-10 Урал ГПА-10ПХГ Урал (ПС-90ГП-3)


10,00


0,314


0,75

Окончание таблицы Б.2



Тип компрессора


Тип ГПА (тип двигателя)

Номинальная мощность ГТУ, МВт


Номинальный КПД ГТУ

Номинальный политропный КПД ЦБК


СПЧ 235 1,45/76

ГПА-12 Урал ГПА-12Р Урал (ПС-90ГП-1)


12,00


0,340


0,83


СПЧ

235-1,4/76-5300

ГПА-16 Урал ГПА-16Р Урал (ПС-90ГП-2)


16,00


0,363


0,83


НЦ-16/76-1,5


ГПА-Ц-18 (НК-16-18СТ)


18,00


0,294


0,82


395-24-1Л СПЧ 235-1,4/ 76-5300АЛ

PGT-21S ГПА-Ц-16АЛ ГПА-16 Нева ГПА-16Р Уфа (АЛ-31СТ)


16,00


0,355


0,85

0,83


НЦ-16/76-1,44

Волга

ГПА-16 Волга ГПА-Ц-16 НК-38 (НК-38СТ)


16,00


0,365


0,85


НЦ-25/76-1,5

ГПА-Ц-25 ГПА-25НК ГПА-Нева-25 (НК-36СТ)


25,0


0,345


0,85


НЦ-25/76-1,5

ГПА-25 Урал ГПА-25Р Урал (ПС-90ГП-25)


25,0


0,387


0,85


Б.3 Номинальные параметры и нормативные коэффициенты технического состояния газотурбинных ГПА приведены в таблице Б.3.


Таблица Б.3 – Номинальные параметры и нормативные коэффициенты технического состояния газотурбинных ГПА



Тип ГПА (тип двигателя)

Номинальная мощность ГТУ, МВт


Номинальный КПД ГТУ

Номинальный расход топливного газа, м3

Нормативный коэффициент техсостояния по мощности

Нормативный коэффициент техсостояния по топливу

Стационарный (промышленный) тип ГТУ

ГТ-700-5

4,25

0,250

1830

0,80

1,20

ГТК-5

4,4

0,260

1820

0,80

1,20

ГТ-6-750

6,0

0,240

2690

0,90

1,10

ГТН-6

6,3

0,240

2820

0,85

1,10

ГТН-6У

6,3

0,305

2220

0,95

1,05

ГТ-750-6

6,0

0,270

2390

0,90

1,20

Продолжение таблицы Б.3



Тип ГПА (тип двигателя)

Номинальная мощность ГТУ, МВт


Номинальный КПД ГТУ

Номинальный расход топливного газа, м3

Нормативный коэффициент техсостояния по мощности

Нормативный коэффициент техсостояния по топливу

ГТ-750-6М (Дон 1-3)

6,0

0,300

2150

0,90

1,05

ГТК-10

10,0

0,290

3705

0,85

1,20

ГТК-10М

10,0

0,320

3360

0,90

1,05

ГТК-10И (MS-3002)

10,3

0,259

4275

0,85

1,10

ГТК-10ИР (MS-3002)

9,5

0,330

3095

0,90

1,05

ПЖТ-10

10,04

0,316

3415

0,95

1,05

ГТН-16

16,00

0,290

5930

0,80

1,1

ГТН-16М1

16,00

0,310

5550

0,95

1,05

ГТНР-16

16,00

0,325

5290

0,95

1,05

ГТН-25

27,50

0,281

10520

0,75

1,20

ГТН-25-1

24,50

0,306

8605

0,95

1,05

ГТК-25И (MS-5002)

23,90

0,278

9240

0,90

1,10

ГТК-25ИР (MS-5002)

22,20

0,345

6915

0,90

1,05

ГТНР-25И(В) (MS-5322R(B))

22,20

0,347

6880

0,95

1,05

ГТНР-25И(С) (MS-5322R(C))

24,60

0,354

7470

0,95

1,05

Балтика-25 (GT-10)

24,50

0,350

7525

0,95

1,05

Судовой тип ГТУ

ГПА-4РМ (ГТД-4РМ)

4,00

0,320

1345

0,95

1,05

ГПА-Ц-6,3С (ДТ-71)

6,30

0,305

2220

0,95

1,05

ГПУ-10 (ДР-59)

10,0

0,276

3895

0,85

1,10

ГПУ-16МЖ (ДЖ-59)

16,0

0,300

5730

0,95

1,10

ГПА-16МГ ГПА-Ц-16С

Коберра-16МГ (ДГ-90)


16,0


0,335


5060


0,95


1,05

ГПА-25Р Днепр (ДН-80)

25,0

0,350

7680

0,95

1,05

Авиационный тип ГТУ

ГПА-4 Урал (Д-30-ЭУ-2)

4,0

0,240

1790

0,95

1,05

ГПА-Ц-6,3

(НК-12СТ)

6,3

0,240

2820

0,95

1,10

ГПА-Ц-6,3А (Д-336)

6,3

0,300

2260

0,95

1,05

ГПА-Ц-6,3Б

АГПУ-8 Волга (НК-14СТ)

6,3

(8,0)

0,290

(0,300)

2335

2865


0,95


1,05

ГПА-Ц-10Б (НК-14СТ-10)

10,0

0,330

3260

0,95

1,05

Окончание таблицы Б.3



Тип ГПА (тип двигателя)


Номинальная мощность ГТУ, МВт


Номинальный КПД ГТУ


Номинальный расход топливного газа, м3


Нормативный коэффициент техсостояния по мощности


Нормативный коэффициент техсостояния по топливу

ГПА-10 Урал ГПА-10ПХГ Урал (ПС-90ГП-3)


10,0


0,314


3425


0,95


1,05

Коберра 182 (Эйвон)

12,9

0,275

5045

0,9

1,10

ГПА-12 Урал ГПА-12Р Урал (ПС-90ГП-1)


12,0


0,340


3795


0,95


1,05

ГПА-16 Урал ГПА-16Р Урал (ПС-90ГП-2)


16,0


0,363


4740


0,95


1,05

ГПА-Ц-16 (НК-16СТ)

16,0

0,274

6280

0,95

1,05

ГПА-Ц-18 (НК-16-18СТ)

18,0

0,294

6580

0,95

1,05

ГПА-16 Волга ГПА-Ц-16 НК-38 (НК-38СТ)


16,0


0,365


4710


0,95


1,05

ГПА-Ц-25 ГПА-25НК ГПА-Нева-25 (НК-36СТ)


25,0


0,345


7790


0,95


1,05

ГПА-25 Урал ГПА-25Р Урал (ПС-90ГП-25)


25,0


0,387


6945


0,95


1,05

П р и м е ч а н и е – Для других типов ГТУ номинальные параметры и нормативные документы принимают по ТУ на поставку ГТУ (ГПА).


Б.4 Основные технические характеристики ЭГПА приведены в таблице Б.4.


Таблица Б.4 – Основные технические характеристики ЭГПА



Наименование показателя

Единицы измерений

Тип электроприводного агрегата


АЗ-4500-1500


СТМ-4000


СТД-4000


ЭГПА-Ц-6,3


СТД-12500


СДГ-12500, СДГМ-12500


ЭГПА-25Р

Номинальная мощность электродвигателя


кВт


4500


4000


4000


6300


12500


12500


25000

Номинальный КПД электродвигателя

%

97,4

97,5

97,5

97,5

97,9

97,8

96,3

Окончание таблицы Б.4



Наименование показателя

Единицы измерений

Тип электроприводного агрегата


АЗ-4500-1500


СТМ-4000


СТД-4000


ЭГПА-Ц-6,3


СТД-12500


СДГ-12500, СДГМ-12500


ЭГПА-25Р

Частота вращения ротора двигателя

мин-1

3000

3000

3000

3000

3000

3000

2700–

3900

Номинальный КПД мультипликатора

%

98,0

98,0

98,0

98,0

98,0

98,0


Тип компрессора



280-11-1


280-11-6


280-11-6

НЦ-6,3/ 125-2,2

370-18-2

(235-21-3)


285-22-1


650-21-2

Частота вращения ротора компрессора


мин-1


7950


7980


7980


7970


4800


5000


3700

Номинальный политропный КПД ЦБК


%


84,0


84,0


84,0


73,0


84,0


84,0


82,0

Давление на входе в компрессор

ата

45,0

45,0

45,0

56,8

62,0

(50,7)

50,7

51,8

Давление на выходе из компрессора

ата

56,0

56,0

56,0

125,0

76,0

(76,0)

76,0

76,0

Коммерческая производительность

млн м3/сут


13,0


13,0


13,0


4,5


37,0


21,9


46,0

Приложение В

(рекомендуемое)

Примеры расчета экономии расхода газа и электроэнергии


В.1 Пример расчета экономии расхода топливного газа КЦ при замене ГТУ ГТН-25 на ГТН-25-1

Исходные данные для расчета представлены в таблице В.1.


Таблица В.1 – Исходные данные для расчета экономии топливного газа ГПА при замене ГТН-25 на ГТН-25-1


Характеристики

Заменяемая ГТУ

Замещающая ГТУ

Тип ГТУ

ГТН-25

ГТН-25-1

Количество ГПА

1

1

Номинальная мощность агрегата, Вт

25000

25000

Номинальный КПД ГТУ

0,230*

0,306

Фактический КПД ГТУ

0,228

0,306


Коэффициент загрузки ГПА

плановый

0,85

фактический

0,80

Коэффициент технического состояния ГПА по топливному газу


1,05**

Низшая теплота сгорания топливного газа, ккал/м3

8020

Планируемое время работы ГПА, ч

8040

Фактическое время работы ГПА, ч

8040

*Для ГТН-25 представлен эксплуатационный номинальный КПД ГТУ в соответствии с таблицей Б.1 (приложение Б).

**Для ГТН-25-1 представлен коэффициент технического состояния ГПА по топливному газу в соответствии с таблицей Б.3 (приложение Б).


Планируемую годовую экономию топливного газа ГПА при замене двигателя ГТН-25 на ГТН-25-1 рассчитывают по формуле (6.1):

image

image = 20947,3 тыс. м3.

Фактическую величину годовой экономии топливного газа ГПА при замене двигателя ГТН-25 на ГТН-25-1 рассчитывают по формуле (6.2):


image

image

= 20241,3 тыс. м3.

В.2 Пример расчета экономии расхода топливного газа КЦ при реконструкции КЦ Исходные данные для расчета представлены в таблице В.2.

Таблица В.2 – Исходные данные для расчета экономии топливного газа КЦ при реконструкции КЦ


Характеристики

Заменяемый ГПА

Замещающий ГПА

Тип ГПА

ГТК-10-4

ГПА-16Р Урал

Количество ГПА

5

3

Номинальная мощность агрегата, Вт

10000

16000

КПД ГТУ

номинальный

0,245*

0,363

фактический

0,240

0,363

КПД ЦБК

номинальный

0,84

0,83

фактический

0,82

0,83

Коэффициент загрузки ГПА

плановый

0,85

фактический

0,80

Коэффициент технического состояния ГПА по топливному газу

1,05**

Низшая теплота сгорания топливного газа, ккал/м3

8020

Планируемое время работы ГПА после замены, ч

8040

Фактическое время работы ГПА после замены, ч

8040

*Для ГТК-10-4 представлен эксплуатационный номинальный КПД ГТУ в соответствии с таблицей Б.1 (приложение Б).

**Для ГПА-16Р Урал представлен коэффициент технического состояния ГПА по топливному газу в соответствии с таблицей Б.3 (приложение Б).


Величину планируемой экономии топливного газа ГПА при замене одного ГТК-10-4 на ГПА-16Р Урал за расчетный период работы рассчитывают по формуле (6.6):

image

image = 16065,1 тыс. м3.

Величину планируемой экономии топливного газа КЦ при замене пяти ГТК-10-4 на три ГПА-16Р Урал рассчитывают по формуле (6.14):

image = 3·16065,1 = 48195,3 тыс. м3.


Величину фактической экономии топливного газа ГПА при замене одного ГТК-10-4 на ГПА-16Р Урал за расчетный период работы рассчитывают по формуле (6.7):


image

= 16359,4 тыс. м3.

Величину фактической экономии топливного газа КЦ при замене пяти ГТК-10-4 на три ГПА-16Р Урал рассчитывают по формуле (6.15):

image = 3·16359,4 = 49078,2 тыс. м3.

В.3 Пример расчета экономии топливного газа КС при проведении очистки внутренней полости магистральных газопроводов очистными поршнями

Исходные данные представлены в таблице В.3:

  • относительное изменение коэффициента гидравлической эффективности по данным ПДС составило 3 %;

  • расход топливного газа КЦ за квартал – по данным ПДС.

Коэффициент эффективности очистки газопровода рассчитывают по формуле (6.31). Величину годовой экономии топливного газа КС от внедрения мероприятий по очист-

ке внутренней полости магистральных газопроводов очистными поршнями рассчитывают по формуле (6.30).

Пример расчета представлен в таблице В.3.


Таблица В.3 – Расчет величины экономии топливного газа при проведении очистки внутренней полости магистральных газопроводов очистными поршнями



Номер КЦ


Тип ГПА


Время работы КЦ, ч


Объем топливного газа КЦ, тыс. м3

Относительное изменение коэффициента гидравлической эффективности

Е

Коэффициент эффективности очистки газопровода kОЧ

Экономия топливного газа КЦ

image,

тыс. м3

1

ГТН-16

1372

31525,4

0,03

0,06

1891,5

2

ГТН-16

1538

26318,1

0,03

0,06

1579,1

3

ГТН-16

1542

26000,2

0,03

0,06

1560,0

4

ГПА-Ц-16

2160

33557,5

0,03

0,06

2013,5

5

ГПА-Ц-16

1986

32537,4

0,03

0,06

1952,2

6

ГПА-Ц-16

2160

28461,1

0,03

0,06

1707,7

Всего по КС

178399,8

10704,0


В.4 Пример расчета величины экономии топливного газа КС при проведении очистки ОК ГТУ

Исходные данные для расчета представлены в таблице В.4:

  • коэффициент эффективности промывки ОК принят в соответствии с таблицей 2 для ГПА-Ц-16 – 0,018;

  • промывка осуществлялась один раз в конце первого месяца квартала;

  • коэффициент, учитывающий снижение эффективности промывки ОК ГТУ, принят в соответствии с таблицей 3.

Таблица В.4 – Расчет величины экономии топливного газа при проведении промывки осевого компрессора



Номер КЦ


Тип ГПА


Время работы КЦ, ч


Объем топливного газа КЦ, тыс. м3


Коэффициент эффективности промывки

ОК ГТУ

kОК

Коэффициент, учитывающий снижение эффективности промывки

ОК ГТУ, kиз


Экономия топливного газа КЦ

image,

тыс. м3

1

ГТН-16

1372

31525,4

0,018

0,580

329,1

2

ГТН-16

1538

26318,1

0,018

0,480

227,4

3

ГТН-16

1542

26000,2

0,018

0,480

224,6

4

ГПА-Ц-16

2160

33557,5

0,018

0,380

229,5

5

ГПА-Ц-16

1986

32537,4

0,018

0,420

246,0

6

ГПА-Ц-16

2160

28461,1

0,018

0,380

194,7

Всего по КС




178399,8




1451,3


Величина фактической экономии топливного газа КС за квартал при проведении промывки ОК ГТУ, рассчитываемая по формуле (6.27), составила 1451,3 тыс. м3, или 0,8 % от расхода топливного газа.

В.5 Пример расчета экономии топливного газа при оптимизации режимов работы КЦ, КС

Исходные данные для расчета представлены в таблицах В.5, В.6, В.7:

  • фактический расход топливного газа КЦ, КС за квартал составил 178399,8 тыс. м3;

  • экономия топливного газа КС за квартал при проведении промывки ОК ГТУ в соответствии с таблицей В.4 составила 1451,3 тыс. м3;

  • экономия топливного газа КС за квартал при проведении очистки внутренней полости магистральных газопроводов в соответствии с таблицей В.3 составила 10704,0 тыс. м3;

  • коэффициент оптимизации принимается равным 0,075 в первом и втором кварталах, 0,080 – в третьем квартале.

Величина фактической экономии топливного газа при оптимизации режимов работы КС за квартал рассчитывается по формуле (6.17):

image = 4566,5 +4111,3+ 5035,1 – 1451,3 – 10704,0 = 1557,6 тыс. м3.

Величина экономии топливного газа за квартал за счет оптимизации режимов работы КЦ, КС составила 0,9 % от расхода топливного газа.


СТО Газпром 2-1.20-601-2011

58

Таблица В.5 – Расчет величины экономии топливного газа при проведении оптимизации режимов работы компрессорных цехов в январе



КЦ


Тип ГПА


Время работы КЦ, ч


Количество работающих ГПА


Объемная низшая теплота сгорания


Объем топливного газа КЦ, тыс. м3


Удельный расход топливного газа КЦ,

кг у.т./(кВт·ч)


Норма расхода топливного газа КЦ,

кг у.т./(кВт·ч)


Коэффициент оптимизации


Экономия топливного газа КС, тыс. м3

1

ГТН-16

744

2,9

7996

11959,4

0,569

0,670

2

ГТН-16

744

2,0

7987

8769,4

0,616

0,670

3

ГТН-16

744

2,0

7979

8807,3

0,612

0,670

4

ГПА-Ц-16

744

2,2

7976

9017,4

0,605

0,634

5

ГПА-Ц-16

744

2,9

7983

12098,9

0,617

0,634

6

ГПА-Ц-16

744

2,5

7981

10234,0

0,595

0,634

Всего по КС

60886,5

0,075

4566,5


Таблица В.6 – Расчет величины экономии топливного газа при проведении оптимизации режимов работы компрессорных цехов в феврале



КЦ


Тип ГПА


Время работы КЦ, ч


Количество работающих ГПА


Объемная низшая теплота сгорания


Объем топливного газа КЦ, тыс. м3


Удельный расход топливного газа КЦ,

кг у.т./(кВт·ч)


Норма расхода топливного газа КЦ,

кг у.т./(кВт·ч)


Коэффициент оптимизации


Экономия топливного газа КС, тыс. м3

1

ГТН-16

696

2,2

7977

8753,4

0,589

0,675

2

ГТН-16

696

2,0

7977

8046,6

0,597

0,675

3

ГТН-16

696

2,2

7979

8850,8

0,601

0,675

4

ГПА-Ц-16

696

3,0

7977

12339,2

0,623

0,637

5

ГПА-Ц-16

696

2,2

7977

9083,1

0,616

0,637

6

ГПА-Ц-16

696

1,9

7977

7502,1

0,608

0,637

Всего по КС

54575,1

0,075

4111,3


Таблица В.7 – Расчет величины экономии топливного газа КС при проведении оптимизации режимов работы компрессорных цехов в марте



КЦ


Тип ГПА


Время работы КЦ, ч


Количество работающих ГПА

Объемная низшая теплота сгорания

Объем топливного газа КЦ, тыс. м3

Удельный расход топливного газа КЦ,

кг у.т./(кВт·ч)

Норма расхода топливного газа КЦ,

кг у.т./(кВт·ч)


Коэффициент оптимизации

Экономия топливного газа КС, тыс. м3

1

ГТН-16

744

2,7

7984

10812,6

0,579

0,687

2

ГТН-16

744

2,3

7981

9502,1

0,601

0,687

3

ГТН-16

744

2,0

7982

8342,2

0,628

0,687

4

ГПА-Ц-16

744

3,0

7981

12201,0

0,637

0,651

5

ГПА-Ц-16

744

2,8

7981

11355,4

0,630

0,651

6

ГПА-Ц-16

720

2,8

7982

10725,0

0,614

0,651

Всего по КС

62938,3

0,080

5035,1


В.6 Пример расчета экономии топливного газа ГПА при замене регенератора на новый регенератор Исходные данные для расчета представлены в таблице В.8.

СТО Газпром 2-1.20-601-2011

59

Т а б л и ц а В.8 – Исходные данные для расчета экономии топливного газа при замене регенератора



Характеристики

Заменяемый регенератор

Замещающий регенератор

Тип ГТУ

ГТК-750-6

Номинальная мощность агрегата, Вт

6000

Коэффициент регенерации

0,71

0,80

Номинальный КПД ГТУ

0,225*

Фактический КПД ГТУ

0,220

0,238

Низшая теплота сгорания топливного газа, ккал/м3

8020

Планируемое время работы ГПА, ч

8760

Фактическое время работы ГПА, ч

8760

*Эксплуатационный номинальный КПД ГТУ в соответствии с таблицей Б.1 (приложение Б).

КПД агрегата после замены регенератора рассчитывают по формуле (6.20):


image

image = 0,244.

Планируемую экономию топливного газа ГПА рассчитывают по формуле (6.19):


image

image = 1755,5 тыс. м3.

Фактическую экономию топливного газа ГПА рассчитывают по формуле (6.21):

image

image = 1743,8 тыс. м3.

В.7 Пример расчета экономии топливного газа при замене регенератора с ухудшенными техническими характеристиками, вызванными утечками воздуха, на технически исправный регенератор без изменения степени регенерации

Исходные данные для расчета:

  • ГПА ГТК-10-4;

  • коэффициент технического состояния по мощности до ремонта KN = 0,727;

  • коэффициент технического состояния по мощности после ремонта image = 0,937;

  • расход топливного газа ГПА за год – 32206 тыс. м3;

  • время работы ГПА с новым регенератором – 8760 ч.

По формуле (6.24) рассчитывают коэффициент эффективности:


image

image = 0,112.

Величину фактической экономии топливного газа ГПА рассчитывают по формуле (6.23):

image

image = 3609 тыс. м3.


Годовая экономия топливного газа ГПА при замене технически неисправного регенератора составила 3609,1 тыс. м3, или 11,2 % от годового расхода топливного газа.

В.8 Пример расчета величины годовой экономии газа за счет врезки под давлением без стравливания газа при ремонте участка линейной части газопровода

Исходные данные для расчета:

  • внутренний диаметр трубы – 1,4 м;

  • длина участка – 14000 м;

  • среднее абсолютное давление газа на участке – 6,3 МПа;

  • температура газа в начале и в конце участка – 6,5 С;

  • плотность газа – 0,72 кг/м3.

Рассчитывают среднее значение температуры на участке:


image image = 279,65 К.

Рассчитывают значение коэффициента сжимаемости газа image при заданных условиях:


image image


image

Величину годовой экономии газа за счет врезки под давлением рассчитывают по формуле (6.46):

image

image 1712,4 тыс. м3.

В.9 Пример расчета величины годовой экономии газа за счет перекачки газа в соседний участок с использованием МКС при ремонте участка линейной части газопровода

Исходные данные для расчета:

  • внутренний диаметр трубы – 1,4 м;

  • длина участка – 14000 м;

  • среднее абсолютное давление газа на участке – 6,3 МПа;

  • температура газа в начале и в конце участка – 6,5 С;

  • плотность газа – 0,72 кг/м3;

  • МКС вырабатывает участок до давления 1,013 МПа (10 кгс/cм2).

Рассчитывают первоначальный объем газа для стравливания (как в примере В.9):


image

image 1647,7 тыс. м3.

Рассчитывают значение коэффициента сжимаемости газа image при заданных условиях (Рост = 1,013 МПа, Тср = 279,65 К):


image image


image

Рассчитывают остаточный объем газа после выработки участка с помощью МКС:


image

image 232,7 тыс. м3. Рассчитывают объем сэкономленного газа при стравливании участка:

ΔQстр = 1647,7 – 232,7 = 1415,0 тыс. м3.

Объем сэкономленного газа при выработке участка с помощью МКС составил 86 % от первоначального объема газа для стравливания.

В.10 Пример расчета величины экономии газа за счет подогрева топливного газа выхлопными газами от ГПА

Исходные данные для расчета:

  • расход топливного газа на БП-1 – 63 м3/ч;

  • время внедрения мероприятия – 2160 ч.

Величина экономии газа за расчетный период (квартал) рассчитывается по формуле (6.38):

image

image = 136 тыс. м3.


В.11 Пример расчета величины экономии газа за счет внедрения электропуска ГПА Величина годовой экономии пускового газа ГПА за счет использования электропуска

рассчитывается по формуле (6.35). Исходные данные и результаты расчетов величины экономии газа приведены в таблице В.9.

image

image

Таблица В.9 – Исходные данные и результаты расчетов экономии газа при внедрении электропуска



Тип ГПА

Величина экономии газа

, тыс. м3


Количество ГПА с электропуском


Количество пусков ГПА


Экономия газа

, тыс. м3

ГПА-16Р Урал

0,88

2

20

35,2

ГПА-16Р Уфа (АЛ-31СТ)

0,26

2

20

10,4

ГПА-16Р Урал

0,73

1

20

15,6

Всего

5

60,2


В.12 Пример расчета величины экономии газа на ГРС за счет внедрения схемы продувки пылеуловителя, обеспечивающую полную утилизацию газа

Исходные данные для расчета:

  • геометрический объем конденсатосборника – 2,7 м3;

  • давление газа в пылеуловителе (фильтре) ГРС до выработки – 7,0 МПа;

  • давление газа в пылеуловителе (фильтре) ГРС после выработки – 6,0 МПа;

  • коэффициент сжимаемости газа в пылеуловителе (фильтре) ГРС до выработки – 0,980;

  • коэффициент сжимаемости газа в пылеуловителе (фильтре) ГРС после выработки – 0,983;

  • температура газа в пылеуловителе (фильтре) ГРС до и после продувки – 290 К;

  • количество продувок узла очистки газа на ГРС за год – 365.

Величина годовой экономии газа за счет использования безрасходной схемы продувки пылеуловителя рассчитывается по формуле (6.58):

image

image = 1,1 тыс. м3.

В.13 Пример расчета величины экономии газа на ГРС при внедрении на узлах редуцирования регуляторов давления газа типа РДУ-Т с теплогенератором

Исходные данные для расчета:

  • применение регуляторов РДУ-Т с теплогенератором позволяет исключить из работы подогреватели газа ПТПГ-30 в летний период на 2928 ч;

  • номинальный расход топливного газа на горелку ПТПГ-30 – 110 м3/ч;

  • количество объектов для внедрения регуляторов давления газа типа РДУ-Т – 3.

Величина фактической экономии газа за счет использования регуляторов РДУ-Т с теплогенератором рассчитывается по формуле (6.59):

image image = 966 тыс. м3.

В.14 Пример расчета величины годовой экономии газа за счет внедрения нового котла

«Турботерм» при реконструкции котельной Исходные данные для расчета:

  • заменяется котел ВВД-1,8 на котел «Турботерм»;

  • время работы котла после реконструкции – 3247 ч;

  • КПД замещаемого котла по режимной карте – 0,76;

  • КПД замещающего котла по режимной карте – 0,91;

  • низшая теплота сгорания газа – 8136 ккал/м3;

  • количество отпущенного тепла – 1782 Гкал.

image

image

Величина фактической экономии газа при замене котла за год рассчитывается по формуле (6.64):

= 47,5 тыс. м3.


В.15 Пример расчета экономии электроэнергии АВО газа за счет регулировки угла атаки лопастей вентиляторов

Исходные данные для расчета:

  • номинальная мощность электродвигателя вентилятора АВО АВГ-75 image = 37 кВт;

  • количество электродвигателей вентиляторов = 13;

  • коэффициент эффективности регулировки угла атаки лопастей вентиляторов

    kлоп = 0,01;

  • коэффициент использования мощности электродвигателя АВО газа image = 0,8;

  • коэффициент использования электродвигателя АВО газа (рассчитан при условии ра-

    image

    боты АВО газа с июля по декабрь) и

    = 0,75;

  • КПД электродвигателя АВО газа (паспортные данные) эдАВО = 0,89;

  • продолжительность планируемого периода работы АВО газа АВО = 4416 ч.

Величину планируемой годовой экономии электроэнергии АВО газа рассчитывают по формуле (7.8):

image

image

= 14,3 тыс. кВтч.


В.16 Пример расчета экономии электроэнергии АВО газа КЦ за счет чистки трубных пучков АВО газа от загрязнений

Исходные данные для расчета:

  • расчетный коэффициент эффективности очистки АВО газа – 0,05;

  • потребление электроэнергии вентиляторами АВО газа типа 2АВГ-75 по кварталам представлено в таблице В.10;

  • количество очисток трубных пучков АВО газа от загрязнений – два раза в год.

Величину фактической годовой экономии электроэнергии за счет очистки трубных пучков АВО газа от загрязнений рассчитывают по формуле (7.15).

Таблица В.10 – Исходные данные и результаты расчета экономии газа за счет очистки трубных пучков аппаратов воздушного охлаждения газа от загрязнений


Наименование

I кв.

II кв.

III кв.

IV кв.

Итого

Величина потребления электроэнергии АВО газа КЦ, тыс. кВтч

633,6

784,9

837,9

677,3

2933,6

Коэффициент эффективности очистки АВО газа

0,05

0,05

0,05

0,05

Экономия электроэнергии, тыс. кВтч

31,7

39,2

41,9

33,9

146,7


В.17 Пример расчета экономии электроэнергии КЦ за счет промывки наружных и внутренних поверхностей теплообмена трубных пучков секций АВО масла

Исходные данные для расчета:

  • расчетный коэффициент эффективности очистки АВО масла – 0,05;

  • годовое потребление электроэнергии электродвигателями вентиляторов АВО масла типа 4АМ132-2НУ на ГТК-10-4 – 725 тыс. кВтч;

  • количество промывок наружных и внутренних поверхностей теплообмена трубных пучков секций АВО масла – три раза в год.

Величину фактической годовой экономии электроэнергии за счет промывки наружных и внутренних поверхностей теплообмена трубных пучков секций АВО масла рассчитывают по формуле (7.21):

image

image = 36,3 тыс. кВтч.



на КС

В.18 Пример расчета величины экономии электроэнергии за счет внедрения АСКУЭ


Исходные данные для расчета:

  • объем годового потребления электроэнергии КС WКС = 3389,0 тыс. кВтч;

  • коэффициент эффективности использования АСКУЭ kАСКУЭ = 0,035.

Величину фактической годовой экономии электроэнергии КС за счет внедрения

АСКУЭ рассчитывают по формуле (7.22):

ΔWАСКУЭ = 0,035·3389 = 118,6 тыс. кВтч.

В.19 Пример расчета величины экономии электроэнергии за счет замены светильников на объектах компрессорной станции

Исходные данные для расчета и результаты расчета представлены в таблице В.11. Величину фактической годовой экономии электроэнергии при замене светильников на энергоэффективные рассчитывают по формуле (7.24).

Таблица В.11 – Исходные данные и результаты расчета экономии электроэнергии при замене светильников на энергоэффективные


Количество светильников, шт.


Мощность ламп, кВт

Количество часов работы в год, ч

Потребление электроэнергии, тыс. кВтч

Экономия электроэнергии, тыс. кВтч

ДРЛ-400

ДРЛ-125

ДРЛ-400

ДРЛ-125

7

400

125

4526

12,7

4,0

8,7

Библиография


[1] Рекомендации ОАО «Газпром» Р Газпром 2-3.5-245-2008

Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Рекомендации по выбору технических решений для реконструкции типоразмерных парков ГПА



[2] Рекомендации ОАО «Газпром» Р Газпром 2-1.20-431-2010


Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Положение о формах отчетности по выполнению Программ энергосбережения дочерних обществ



[3] Федеральный закон от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»


[4] Инструктивные материалы. Экономия природного газа и электроэнергии в транспорте газа (утверждены Министерством газовой промышленности 13 июня 1988 г.)


[5] Поршаков Б.П. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций. – М.: Недра, 1992


[6] Руководящий документ ОАО «Газпром»

РД 153-39.0-112-2001

Методика определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа


[7] Щуровский В.А. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты. – М.: Недра, 1994


[8] Капцов И.И. Сокращение потерь газа на магистральных газопроводах. – М.: Недра, 1988

[9] Ведомственные строительные нормы ОАО «Газпром»

ВСН 39-1.10-001-99

Инструкция по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов полимерными композитными материалами

[10] Правила пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации (утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 мая 2002 г. № 317)

[11] Инструкция по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (утверждена приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30 декабря 2008 г. № 326)


image


ОКС 75.180.01

Ключевые слова: эффект энергосбережения, топливно-энергетические ресурсы, собственные технологические нужды, магистральный транспорт газа


image


Корректура Е.М. Петровой

Компьютерная верстка Н.А. Волянской


image


Подписано в печать --.--.2012 г.

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 110 экз. Уч.-изд. л. 7,6. Заказ ---.


image


ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, (499) 580-47-42.


Отпечатано в ООО «----------»