ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"
Общество с ограниченной
ответственностью
"Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий -
ВНИИГАЗ"
Общество с ограниченной
ответственностью
"Информационно-рекламный центр газовой промышленности"
СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ
ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,
СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО "ГАЗПРОМ"
МЕТОДИКА
ОЦЕНКИ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ ОБЪЕКТОВ И СИСТЕМ
СТО Газпром 2-3.5-113-2007
Дата введения - 2007-11-15
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ"
2 ВНЕСЕН Отделом энергосбережения и экологии Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром"
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО "Газпром" от 12 марта 2007 г. № 39 с 15 ноября 2007 г.
4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Содержание
1 Область применения
Настоящий стандарт устанавливает:
- состав показателей энергоэффективности технологических объектов газотранспортных систем (газоперекачивающих агрегатов, компрессорных цехов, компрессорных станций);
- порядок расчета показателей энергоэффективности технологических объектов магистрального транспорта газа;
- порядок анализа эффективности расходования газа, электроэнергии на собственные технологические нужды технологических объектов газотранспортных систем.
Положения настоящего стандарта обязательны для применения:
- структурными подразделениями ОАО "Газпром", ответственными за транспорт природного газа;
- газотранспортными дочерними обществами (организациями) ОАО "Газпром";
- дочерними обществами (организациями) ОАО "Газпром", ответственными за корпоративный контроль эффективности расходования газа и электроэнергии на собственные технологические нужды газотранспортных систем;
- специализированными энергоаудиторами, выполняющими работы на объектах дочерних обществ и организаций ОАО "Газпром".
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 8.563.1-97 Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Вентури, установленные в заполненных трубах круглого сечения. Технические условия
ГОСТ 8.563.2-97 Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающихся устройств
ГОСТ 8.563.3-97 Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Процедура и модуль расчетов. Программное обеспечение
ГОСТ 20440-75 Установки газотурбинные. Методы испытаний
ГОСТ Р 51387-99 Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения
ГОСТ Р 51541-99 Энергосбережение. Энергетическая эффективность. Состав показателей. Общие положения
СТО Газпром 3.3-2-001-2006 Методика нормирования электроэнергии на собственные технологические нужды транспорта газа
СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов
Примечание - При пользовании настоящим стандартом следует проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте использованы следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 коэффициент полезного действия: Величина, характеризующая совершенство процессов превращения, преобразования или передачи энергии, являющаяся отношением полезной энергии к подведенной.
[ГОСТ Р 51387, приложение А]
3.2 показатель энергетической эффективности: Абсолютная, удельная или относительная величина потребления или потерь энергетических ресурсов для продукции любого назначения или технологического процесса.
[ГОСТ Р 51387, приложение А]
3.3 показатели локальной энергоэффективности: Показатели, характеризующие собственную энергоэффективность объектов газотранспортной системы, отражающие технический уровень и техническое состояние без учета их энергетического вклада в работу газотранспортной системы.
3.4 показатели системной энергоэффективности: Показатели, характеризующие энергоэффективность газотранспортной системы с учетом энергетической взаимозависимости входящих в него объектов, учитывающие режим их совместной работы (энергетический вклад каждого объекта в работу системы).
3.5 средство измерения: Техническое средство, предназначенное для измерений, имеющее нормированные метрологические характеристики.
3.6 товаротранспортная работа: Показатель, характеризующий объем производства газопровода (газопроводов) и представляющий собой условную работу по перемещению единицы объема транспортируемого газа на единицу длины участка газопровода (газопроводов).
3.7 удельный расход топливного газа (электроэнергии): Показатель энергоэффективности, характеризующий величину расхода природного газа (электроэнергии) газоперекачивающим агрегатом, компрессорным цехом, компрессорной станцией, газотранспортной системой на единицу выполняемой полезной работы.
Примечание - В качестве полезной работы, совершаемой газоперекачивающим агрегатом, компрессорным цехом, компрессорной станцией, используется политропная работа сжатия.
Если совершаемая полезная работа не может быть подсчитана непосредственно в физических единицах, то в качестве удельного показателя выбирают отношение расхода топлива или энергии к величине, косвенно (по однозначности) характеризующей совершаемую работу, или отношение к единице продукции.
В соответствии с ГОСТ Р 51541 в качестве величины, косвенно характеризующей работу, совершаемую газотранспортной системой, принята эквивалентная товаротранспортная работа.
3.8 эквивалентная товаротранспортная работа: Показатель, характеризующий объем производства газопровода (газопроводов) и представляющий собой условную работу по перемещению единицы объема транспортируемого газа на единицу длины эквивалентного участка газопровода (газопроводов).
3.9 эквивалентный участок газопровода: Участок газопровода с эталонными параметрами, длина которого подобрана таким образом, чтобы удовлетворить требованию равенства разности квадратов давлений на его концах разности квадратов давлений на концах реального участка газопровода.
4 Сокращения и обозначения
4.1 Сокращения
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
АВО - аппарат воздушного охлаждения;
ГПА - газоперекачивающий агрегат;
ГТС - газотранспортная система;
ГТУ - газотурбинная установка;
КИП - контрольно-измерительный прибор;
КПД - коэффициент полезного действия;
КЦ - компрессорный цех;
КС - компрессорная станция;
ЛПУ - линейное производственное управление;
ОК - осевой компрессор;
ПДС - производственно-диспетчерская служба;
ПТН - прочие технологические нужды;
СИ - средство измерений;
СКЗ - система катодной защиты;
СТН - собственные технологические нужды;
ТГ - топливный газ;
ТП - технологические потери;
ТЭР - топливо энергетические ресурсы;
ЦБН - центробежный нагнетатель;
ЭГПА - электроприводной газоперекачивающий агрегат;
ЭП - электропривод;
ЭСН - электростанция собственных нужд;
ЭТТР - эквивалентная товаротранспортная работа.
4.2 Обозначения
4.2.1 В настоящем стандарте применены следующие обозначения:
q - объемный расход газа в единицу времени при нормальных условиях (при температуре t=20 °С, атмосферном давлении Рa = 1 атм), млн м3/ч;
G - массовый расход газа в единицу времени при нормальных условиях, кг/с;
Q - объем газа, расходуемый за расчетный период времени, м3;
N - мощность, кВт;
h - коэффициент полезного действия, безразмерный или %;
W - расход электроэнергии за определенный период времени, кВт×ч;
L - политропная работа сжатия природного газа, выполняемая ГПА, КЦ, КС за определенный период времени, кВт×ч;
Е - обозначение показателей локальной энергоэффективности объектов ГТС;
Э - обозначение показателей системной энергоэффективности объектов ГТС;
e - степень повышения давления газа, безразмерная величина;
t - температура, °С;
T - температура, К;
Р - абсолютное давление газа, МПа;
z - коэффициент сжимаемости газа, безразмерная величина;
А - обозначение товаротранспортной работы.
4.2.2 Индексы обозначений параметров
В настоящем стандарте применены следующие индексы:
1, 2 - значения параметра на входе и выходе;
в - воздух;
ГГПА - газотурбинный газоперекачивающий агрегат;
гтс - газотранспортная система;
гту - газотурбинная установка;
е - эффективное значение;
кс - компрессорная станция;
кц - компрессорный цех;
лч - линейная часть;
м - механический;
н - нагнетатель;
пол - политропный;
рец - рециркуляция;
стн - собственные технологические нужды;
тг - топливный газ;
ттр - товаротранспортная работа;
тэр - топливно-энергетические ресурсы;
ЭГПА - электроприводной газоперекачивающий агрегат;
эк - электроэнергия, расходуемая на компримирование;
эп - электропривод;
эттр - эквивалентная товаротранспортная работа.
5 Показатели энергоэффективности газоперекачивающего агрегата
5.1 Состав показателей энергоэффективности газоперекачивающего агрегата
Для оценки эффективности расходования ТЭР ГПА используют показатели энергоэффективности, представленные в таблице 5.1.
Таблица 5.1
Показатели энергоэффективности ГПА
Показатель |
Единица измерения |
Обозначение |
Характеристика |
Коэффициент полезного действия ГГПА |
- |
hГГПА |
Относительный показатель энергоэффективности ГПА |
Коэффициент полезного действия ЭГПА |
- |
hЭГПА |
Относительный показатель энергоэффективности ЭГПА |
Удельный расход топливного газа ГГПА |
кг у.т./кВт×ч |
|
Удельный показатель энергоэффективности ГГПА |
Удельный расход электроэнергии на компримирование ЭГПА |
кВт×ч/кВт×ч |
|
Удельный показатель энергоэффективности ЭГПА |
5.2 Коэффициент полезного действия газоперекачивающего агрегата
5.2.1 КПД ГПА с газотурбинным приводом, hГГПА, вычисляется по формуле
hГГПА = hе×hпол, (1)
где hе - эффективный КПД ГТУ;
hпол - политропный КПД ЦБН.
Эффективный КПД ГТУ вычисляется согласно ПР 51-31323949-43-99 [1]:
где Nе - эффективная мощность на муфте привода, кВт;
Gтг - массовый расход ТГ, кг/с, измеряется согласно ГОСТ 20440;
- фактическая массовая низшая теплота сгорания природного газа, кДж/кг; используются данные химлаборатории.
Эффективная мощность на муфте привода вычисляется по формуле
, (3)
где hм - механический КПД ЦБН - принимается равным 0,985 или оценивается при проведении специальных испытаний;
Ni - внутренняя мощность ЦБН, кВт.
Внутренняя мощность ЦБН вычисляется согласно ПР 51-31323949-43-99 [1]:
где - показатель псевдоизоэнтропы;
zср - среднее значение коэффициента сжимаемости природного газа;
Т1н, Т2н - температура газа на входе и выходе группы (нагнетателя), К;
Gн - массовая производительность ЦБН, кг/с, определяемая по результатам измерений;
qн - коммерческая производительность ЦБН, млн м3/сут;
R - газовая постоянная, кДж/кг×К.
Температура газа на входе и выходе группы (нагнетателя) вычисляется по формуле
Т1н = t1н + 273,15;
(5)
Т2н = t2н + 273,15,
где t1н, t2н - температура на входе и выходе ЦБН, °С, измеряется согласно ГОСТ 20440.
Показатель псевдоизоэнтропы вычисляется по формуле
= 4,16 + 0,0041(tср - 10) + 3,93(Dв – 0,55) + 5,0(mТ – 0,3), (6)
где tср - среднее значение температуры, °С;
Dв - относительная плотность газа по воздуху;
mТ - температурный показатель политропы, вычисляется по формуле
, (7)
P1н, P2н - абсолютное давление газа на входе и выходе группы ЦБН, МПа - измеряют согласно ГОСТ 20440.
Среднее значение температуры вычисляют по формуле
. (8)
Относительную плотность газа по воздуху вычисляют по формуле
где r0 - плотность природного газа при 20 °С и 0,1013 МПа, кг/м3; используются данные химлаборатории.
Среднее значение коэффициента сжимаемости природного газа вычисляется по формуле
, (10)
где z1н, z2н - коэффициенты сжимаемости природного газа на входе и выходе ЦБН.
Коэффициенты сжимаемости природного газа вычисляются согласно РД 153-39.0-112-2001 [2] по формулам
z1н = 1 - [(10,2×Plн - 6)(0,345×10-2×Dв - 0,446×10-3) + 0,015]×[1,3 - 0,0144×(Т1н - 283,2)]; (11)
z2н = 1 - [(10,2×P2н - 6)(0,345×10-2×Dв - 0,446×10-3) + 0,015]×[1,3 - 0,0144×(Т2н - 283,2)]; (12)
Политропный КПД ЦБН вычисляется согласно ПР 51-31323949-43-99 [1]:
5.2.2 КПД ЭГПА, hЭГПА, вычисляется по формуле
hЭГПА = hэдв×hр×hпол. (14)
где hэдв - КПД электродвигателя; используются паспортные данные из таблицы А.1 (приложение А);
hр - КПД редуктора (мультипликатора), таблица А.1 (приложение А).
5.2.3 Для анализа причин возможного снижения показателей энергоэффективности ГПА согласно СТО Газпром 2-3.5-051 используются показатели технического состояния ГТУ и ЦБН:
kNe - коэффициент технического состояния ГТУ по мощности;
kтг - коэффициент технического состояния ГТУ по топливному газу;
kн - коэффициент технического состояния ЦБН;
kр - режимный коэффициент работы нагнетателя.
5.2.3.1 Коэффициент технического состояния ГТУ по мощности вычисляется по формуле
, (15)
где - номинальная мощность агрегата, кВт, приведенная в таблице А.2 (приложение А);
- фактическая приведенная мощность агрегата, кВт, вычисляется согласно ПР 51-31323949-43-99 [1] по формуле
, (16)
Ра - барометрическое давление, МПа, измеряется;
Т3 - температура на входе компрессора, К, измеряется.
5.2.3.2 Коэффициент технического состояния ГТУ по топливному газу вычисляется по формуле
, (17)
где - номинальное значение расхода топливного газа (при номинальной мощности); используются паспортные данные ГТУ;
- фактический приведенный расход топливного газа, вычисляется согласно ПР 51-31323949-43-99 [1] по формуле
, (18)
- номинальная низшая теплота сгорания топливного газа; принимается равной 8000 ккал/м3;
- фактическая низшая теплота сгорания топливного газа, ккал/м3, принимается по диспетчерским данным на момент испытаний.
5.2.3.3 Коэффициент технического состояния ЦБН вычисляется по формуле
где - фактический политропный КПД ЦБН (при фактической величине приведенного объемного расхода газа );
- номинальное значение политропного КПД ЦБН, используются паспортные данные.
Приведенный объемный фактический расход газа вычисляется по формуле „ '
, (20)
где - номинальная частота вращения ротора нагнетателя (силовой турбины); об/мин, используются паспортные данные;
пн - фактическая частота вращения ротора нагнетателя (силовой турбины), об/мин, измеряется (пример в таблице Б.1 приложения Б);
5.2.3.4 Режимный коэффициент работы нагнетателя вычисляется по формуле
где - фактический политропный КПД (при номинальной величине приведенного объемного расхода газа).
Допускается принимать постоянство kн во всем рабочем диапазоне приведенного объемного расхода газа . Перестроение характеристик ЦБН при ухудшении технического состояния производится исходя из принципа эквидистантного сдвига расходно-напорных характеристик по частоте вращения ротора нагнетателя на относительную величину , вычисляемую по формуле
.
Исходная расходно-напорная характеристика, т.е. функция "политропный напор (степень повышения давления) - объемный расход на входе" справедлива при скорректированной номинальной частоте вращения, которая вычисляется по формуле
nн = (1,33 - 0,33kн). (22)
Значения политропного КПД ЦБН корректируются с учетом полученного значения kн.
hпол = kн×. (23)
5.3 Удельный расход топливного газа газотурбинного газоперекачивающего агрегата
Удельный расход ТГ ГПА с газотурбинным приводом , м3/кВт×ч, вычисляется по формуле
. (24)
Если низшая теплота сгорания природного газа выражается в кДж/м, то формула (24) примет вид
. (25)
5.4 Удельный расход электроэнергии на компримирование электроприводного газоперекачивающего агрегата
Удельный расход электроэнергии на компримирование ЭГПА кВт×ч/кВт×ч, вычисляется по формуле
. (26)
Пример расчета и оценки показателей энергоэффективности ГПА представлен в приложении Б.
6 Показатели энергоэффективности компрессорного цеха
6.1 Состав показателей энергоэффективности компрессорного цеха
Для оценки эффективности расходования ТЭР КЦ используют локальные и системные показатели энергоэффективности, представленные в таблице 6.1.
Таблица 6.1
Показатели энергоэффективности КЦ
Показатель |
Единица измерения |
Обозначение |
Характеристика |
1. Показатели локальной энергоэффективности КЦ |
|||
1.1 Коэффициент полезного действия КЦ |
- |
hкц |
Относительный показатель энергоэффективности КЦ |
1.2 Удельный расход топливного газа КЦ |
кг у.т./кВт×ч |
|
На единицу политропной работы сжатия КЦ |
1.3 Удельный расход газа на прочие технологические нужды КЦ |
м3/кВт×ч |
|
На единицу политропной работы сжатия КЦ |
1.4 Удельные потери газа КЦ |
м3/кВт×ч |
|
На единицу политропной работы сжатия КЦ |
1.5 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа КЦ |
кВт×ч/кВт×ч |
|
На единицу политропной работы сжатия КЦ |
1.6 Удельный расход ТЭР КЦ |
кг у.т./кВт×ч |
|
На единицу политропной работы сжатия КЦ |
2. Показатели системной энергоэффективности КЦ |
|||
2.1 Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН КЦ |
м3/млн м3×км |
|
На единицу эквивалентной товаротранспортной работы КЦ |
2.2 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН КЦ |
кВт×ч/млн м3×км |
|
На единицу эквивалентной товаротранспортной работы КЦ |
2.3 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР на СТН КЦ |
кг у.т./млнм3×км |
|
На единицу эквивалентной товаротранспортной работы КЦ |
6.2 Коэффициент полезного действия компрессорного цеха
Коэффициент полезного действия КЦ hкц вычисляется по формуле
где kс - коэффициент гидравлических сопротивлений обвязки КЦ;
kрец - коэффициент рециркуляции газа в технологической обвязке КЦ;
hн - эксплуатационный КПД ЦБН.
Коэффициент kс вычисляется по формуле
, (28)
где kад.сж. - коэффициент адиабатического сжатия, для расчетов принимается равным kад.сж.=0,22¸0,25;
- относительная величина потери давления газа в i-м тракте КЦ;
eкц - степень повышения давления КЦ.
Степень повышения давления газа в КЦ вычисляется по формуле
, (29)
где Р1кц, Р2кц - средние абсолютные давления на входе нагнетателей первой ступени и на выходе нагнетателей последней ступени сжатия, МПа, вычисляемые по формулам
, (30)
, (31)
где , - давление газа на входе и выходе ЦБН, МПа, измеряется;
п - количество работающих ГПА в КЦ.
Коэффициент kс рассчитывается с помощью таблицы 6.2, в которой представлены коэффициенты влияния гидравлических сопротивлений коммуникаций цеха в зависимости от степени сжатия.
Таблица 6.2
Коэффициенты влияния гидравлических сопротивлений коммуникаций цеха в зависимости от степени повышения давления газа КЦ
eкц |
1,1 |
1,2 |
1,3 |
1,4 |
1,5 |
1,6 |
|
10,0 |
5,7 |
3,9 |
3,1 |
2,6 |
2,3 |
Коэффициент рециркуляции вычисляется по формуле
, (32)
где - величина рециркуляции газа j-м рециркуляционном контуре технологической обвязки КЦ, тыс. м3/ч, измеряется;
qкц - расход транспортируемого газа через КЦ, тыс. м3/ч, измеряют (или используют расчетные данные ПДС);
x - количество рециркуляционных контуров. Эксплуатационный КПД ЦБН вычисляется по формуле
hн = kн×kр×hм×, (33)
где - номинальное значение политропного КПД ЦБН, используются данные таблицы А.1 (приложение А) или другие паспортные данные, не указанные в таблице;
kн - коэффициент технического состояния ЦБН, вычисляется по формуле 19;
kр - режимный коэффициент работы нагнетателя, вычисляется по формуле 21;
hм - механический КПД нагнетателя.
6.3 Удельный расход топливного газа компрессорного цеха
Удельный расход ТГ КЦ кг у.т./кВт×ч, вычисляется по формуле
, (34)
где - объем топливного газа, расходуемого КЦ за расчетный период времени, т у.т., измеряется в соответствии с ГОСТ 8.563.2;
Lкц - политропная работа сжатия КЦ за расчетный период времени, кВт×ч.
Политропная работа сжатия КЦ вычисляется по формуле
Lкц =320,25×z1кц×Т1кц×Qкц( - 1), (35)
где z1кц - коэффициент сжимаемости газа на входе в КЦ;
Т1кц - температура газа на входе в КЦ, К, измеряется;
Qкц - объем газа, транспортируемого КЦ за расчетный период времени, млн м3; измеряется (или используются расчетные данные ПДС).
Коэффициент сжимаемости газа по параметрам на входе в КЦ вычисляется по формуле
z1кц = 1 - [(10,2Р1кц - 6)(0,345×10-2×Dв - 0,446×10-3) + 0,015]×[1,3 - 0,0144(Т1кц - 283,2)], (36)
где Dв - вычисляется по формуле (9).
6.4 Удельный расход газа на прочие технологические нужды компрессорного цеха
Удельный расход газа на прочие технологические нужды КЦ , м3/кВт×ч, вычисляется как для газотурбинных КЦ, так и для КЦ с ЭГПА по формуле
где - объем природного газа, расходуемого на прочие технологические нужды КЦ за расчетный период, тыс.м3, используются расчетные данные ПДС;
t - календарное время работы КЦ, ч;
- установленная мощность КЦ, тыс. кВт, вычисляемая по формуле
, (38)
- номинальная мощность i-го ГПА, тыс. кВт×ч, приведенная в таблице А.2 (приложение А);
ni - количество ГПА i-го типа в КЦ;
r - общее количество ГПА, установленных в КЦ.
Показатель , характеризует эффективность использования природного газа на прочие технологические нужды КЦ:
- продувка пылеуловителей и фильтров-сепараторов;
- стравливание и продувка контуров нагнетателей при остановке и запуске ГПА;
- стравливание газа из коммуникаций КЦ при планово-профилактических работах и ремонте;
- использование природного газа на пневмопривод запорно-регулирующей арматуры и др.
6.5 Удельные технологические потери газа компрессорного цеха
Удельные технологические потери газа КЦ , м3/кВт×ч, вычисляется как для газотурбинных, так и для электроприводных КЦ по формуле
где - технологические потери газа КЦ за расчетный период, тыс. м3, измеряются согласно [2].
6.6 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа компрессорным цехом
Удельный расход электроэнергии на компримирование газа КЦ , кВт×ч/кВт×ч, вычисляется по формуле
где - расход электроэнергии на компримирование газа КЦ за расчетный период, тыс. кВт×ч, измеряется.
6.7 Цельный расход топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды компрессорного цеха
Удельный расход ТЭР на СТН КЦ , кг у.т./кВт×ч, вычисляется по формуле
где - расход ТЭР на СТН КЦ, т у.т., вычисляемый по формуле
- объем газа, расходуемого на СТН КЦ за расчетный период, тыс. м3;
- расход электроэнергии на СТН КЦ за расчетный период, тыс. кВт×ч;
kг - коэффициент перевода природного газа в условное топливо, вычисляемый по формуле
, (43)
kэ - коэффициент перевода электроэнергии в условное топливо, принимается kэ = 0,325.
Объем газа, расходуемого на СТН КЦ, вычисляется по формуле
= + +. (44)
Расход электроэнергии на СТН КЦ вычисляется по формуле
= + + DWкц, (45)
где - расход электроэнергии на компримирование газа КЦ за расчетный период, тыс. кВт×ч, измеряется;
- расход электроэнергии на прочие технологические нужды КЦ за расчетный период, тыс. кВт×ч, измеряется;
DWкц - потери электроэнергии в КЦ, рассчитываются согласно [3].
Примечание - Расход электроэнергии на прочие технологические нужды КЦ включает расход электроэнергии на следующие электропотребители: электродвигатели АВО газа, вспомогательные механизмы ГПА (АВО масла, двигатели вентиляции ГТУ, задвижек и др.) и системы автоматики, электродвигатели вентиляции, циркуляционные насосы, воздушные компрессоры, питание узлов связи, освещение цехов, промплощадок, электрообогрев помещений и др.
Пример расчета и оценки показателей энергоэффективности КЦ представлен в приложении В.
6.8 Удельный показатель эффективности расхода газа на собственные технологические нужды компрессорного цеха
Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН КЦ, , м3/млн м3×км, вычисляют по формуле
, (46)
где - ЭТТР КЦ, млн м3×км, вычисляемая по формуле
с1 - константа для согласования размерностей, при измерении давлений Р1кц, Р2кц в кгс/см2 принимается равной 10,138;
vкц - коэффициент, учитывающий потери давления в обвязке КЦ, определяемый по формуле
DР1кц, DР2кц - потери давления в технологических коммуникациях на входе и выходе КЦ, МПа, измеряется.
6.9 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на собственные технологические нужды компрессорного цеха
Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН КЦ , кВт×ч/млн м3×км, вычисляется как для газотурбинных, так и для электроприводных КЦ по формуле
6.10 Удельный показатель эффективности расхода топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды компрессорного цеха
Удельный показатель эффективности расхода ТЭР на СТН КЦ , кг у.т./млн м3×км, вычисляется по формуле
7 Показатели энергоэффективности компрессорной станции
7.1 Состав показателей энергоэффективности компрессорной станции
Для оценки эффективности потребления ТЭР на СТН КС используются показатели локальной и системной энергоэффективности, представленные в таблице 7.1.
Таблица 7.1
Показатели энергоэффективности КС
Показатель |
Единица измерения |
Обозначение |
Примечание |
Показатель локальной энергоэффективности КС |
|||
Удельный расход ТЭР КС |
кг у.т./кВт×ч |
|
На единицу суммарной политропной работы сжатия КС |
Показатель системной энергоэффективности КС |
|||
Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КС |
кг у.т./млн м3×км |
|
На единицу эквивалентной товаротранспортной работы КС |
7.2 Удельный расход топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды компрессорной станции
Удельный расход ТЭР на СТН КС вычисляется по формуле
, (51)
где - суммарный расход ТЭР КС за расчетный период времени, т у.х;
Lкс - политропная работа сжатия КС за расчетный период времени, тыс. кВт×ч.
Суммарный расход ТЭР КС вычисляется по формуле
где - объем природного газа, расходуемого на СТН КС за расчетный период времени, тыс. м3;
- расход электроэнергии на СТН КС за расчетный период времени, тыс. кВт×ч.
Объем природного газа, расходуемый на СТН КС, вычисляется по формуле
где - объем топливного газа, расходуемого КС за расчетный период, тыс. м3;
- объем газа, расходуемого на прочие технологические нужды КС за расчетный период, тыс. м3;
- объем технологических потерь газа КС за расчетный период, тыс. м3.
Объем топливного газа, расходуемого КС, вычисляется по формуле
, (54)
где S1 - количество КЦ с газотурбинным приводом.
Объем газа, расходуемого на прочие технологические нужды КС, вычисляется по формуле
, (55)
где - объем газа, расходуемого на выработку электроэнергии i-й ЭСН за расчетный период, тыс. м3, измеряется;
- объем газа, расходуемого за расчетный период на выработку тепла i-й котельной за расчетный период, тыс. м3, измеряется;
- объем газа, расходуемого на работу i-й СОГ за расчетный период, тыс. м3, измеряется;
S - количество КЦ.
Технологические потери газа КС вычисляются по формуле
, (56)
где - технологические потери газа i-го КЦ, тыс. м3, измеряются.
Расход электроэнергии на СТН КС вычисляется по формуле
= + + DWкц, (57)
где - расход электроэнергии КС на компримирование за расчетный период, тыс. кВт×ч;
- расход электроэнергии на ПТН КС за расчетный период, тыс. кВт×ч;
DWкц -потери электроэнергии КС за расчетный период, тыс. кВт×ч.
Расход электроэнергии КС на компримирование вычисляется суммированием по всем КЦ:
где S2 - количество КЦ с электроприводом.
Расход электроэнергии на ПТН КС вычисляют по формуле
, (59)
где - расход электроэнергии для общестанционных электропотребителей промплощадки за расчетный период, тыс. кВт×ч, измеряется (СИ технического учета электроэнергии);
- расход электроэнергии для СКЗ на промплощадке за расчетный период, тыс. кВт×ч, измеряется (СИ технического учета электроэнергии).
Потери электроэнергии КС вычисляются по формуле
, (60)
где DWп/п - потери электроэнергии на промплощадке ЛПУ, тыс. кВт×ч, рассчитываются согласно [3].
Примечание - К общестационарным электропотребителям относятся электропотребители системы отопления (котельные, насосы); системы водоснабжения и канализации (скважины, водозаборы, насосы, очистные сооружения, канализационно-насосные станции); наружного освещения территории КС и узла подключения; собственных нужд электрических подстанций и распредустройств (освещение, отопление, охлаждение трансформаторов); административных зданий и помещений; складских помещений и т.д.
Политропная работа сжатия КС, Lкс, тыс. кВт×ч, вычисляется по формуле
7.3 Удельный показатель эффективности расхода топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды компрессорной станции
Удельный показатель эффективности расхода ТЭР на СТН КС , кг у.т./млн м3×км, вычисляется по формуле
где вычисляется по формуле (52);
- ЭТТР КС за расчетный период времени, млн м3×км, вычисляемая по формуле
. (63)
Пример расчета и оценки системных показателей энергоэффективности КС представлен в приложении Г.
8 Показатели энергоэффективности газотранспортной системы
8.1 Состав показателей энергоэффективности газотранспортной системы
Для оценки эффективности расхода ТЭР ГТС используют показатели энергоэффективности, представленные в таблице 8.1.
Таблица 8.1
Показатель энергоэффективности |
Единица измерения |
Обозначение |
Примечание |
1 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР на СТН ГТС |
кг у.т./млн м3×км |
|
На единицу эквивалентной товаротранспортной работы ГТС |
2 Удельный показатель эффективности расхода топливного газа ГТС |
м3/млн м3×км |
|
На единицу эквивалентной товаротранспортной работы ГТС |
3 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на компрмирование газа ГТС |
кВт×ч/млн м3×км |
|
На единицу эквивалентной товаротранспортной работы ГТС |
4 Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН ГТС |
м3/млн м3×км |
|
На единицу эквивалентной товаротранспортной работы ГТС |
5 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН ГТС |
кВт×ч/млн м3×км |
|
На единицу эквивалентной товаротранспортной работы ГТС |
6 Показатель энергоэффективности линейного участка ГТС |
кг у.т./км |
Элу |
На единицу длины линейного участка |
7 Удельный расход газа на СТН ГТС |
м3/млн м3×км |
|
На единицу товаротранспортной работы ГТС |
8.2 Удельный показатель эффективности расхода топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды газотранспортной системы
8.2.1 Суммарный расход ТЭР на СТН ГТС, , т у.т., вычисляется по формуле
= kг + kэ, (64)
где - объем природного газа, расходуемого на СТН ГТС за расчетный период, млн м3.
- расход электроэнергии на СТН ГТС за расчетный период, млн кВт×ч.
Объем газа, расходуемого на СТН ГТС, вычисляется по формуле
= + +, (65)
где - объем топливного газа, расходуемого на компримирование за расчетный период, млн м3;
- объем газа, расходуемого на ПТН ГТС за расчетный период, млн м3;
- технологические потери газа ГТС за расчетный период, млн м3.
Топливный газ, расходуемый ГТС, вычисляется по формуле
, (66)
где - объем топливного газа, расходуемого на i-й КС, млн м3, вычисляемый по формуле (53);
R - количество КС.
Объем газа, расходуемого на ПТН ГТС, вычисляется по формуле
, (67)
где - объем газа, расходуемого на СТН ЛЧ, млн м3, вычисляется в соответствии с [4];
F - количество участков ЛЧ.
Технологические потери газа ГТС вычисляются балансовым методом согласно [5].
Количество электроэнергии, расходуемой на СТН ГТС, вычисляется по формуле
, (68)
где - расход электроэнергии на компримирование за расчетный период, млн кВт×ч;
- расход электроэнергии на прочие технологические нужды j-й КС за расчетный период, млн кВт×ч, измеряется;
- расход электроэнергии на технологические нужды j-й ЛЧ за расчетный период, млн кВт×ч.
Расход электроэнергии на компримирование газа в ГТС вычисляют по формуле
, (69)
где - расход электроэнергии на компримирование газа j-й КС, вычисляется по формуле (58).
Расход электроэнергии на прочие технологические нужды ЛЧ вычисляют по формуле
= + + , (70)
где - расход электроэнергии на СКЗ ЛЧ за расчетный период, млн кВт×ч, измеряется;
- расход электроэнергии на технологические нужды электроприемников ГРС за расчетный период, млн кВт×ч, измеряется;
- расход электроэнергии электроприемниками ЛЧ магистрального газопровода (электроприемники системы автоматики и телемеханики, радиорелейной связи и др.) за расчетный период, млн кВт×ч, измеряется.
8.2.2 ЭТТР ГТС , млн м3-км, вычисляется по формуле
= Авх + - + Апост - Аотб – Авых, (71)
где Авх - ЭТТР, соответствующая энергетическому потенциалу, полученному в начале газопровода (от газодобывающего или газотранспортного дочернего общества), млн м3×км;
- ЭТТР, соответствующая энергетическому вкладу КС в ГТС, млн м3×км;
- ЭТТР, соответствующая суммарному энергетическому потенциалу, отдаваемому с газом собственных технологических нужд КС, млн м3×км;
Апост - ЭТТР, соответствующая энергетическому потенциалу, получаемому с путевыми поступлениями газа, млн м3×км;
Aотб - ЭТТР, соответствующая энергетическому потенциалу, отдаваемому с путевыми отборами газа (потребители, межсистемные перетоки), млн м3×км;
Авых - ЭТТР, соответствующая энергетическому потенциалу, отдаваемому следующему газопроводу (газотранспортному предприятию), млн м3×км.
Составляющую Авх вычисляют по формуле
где Рвх, Qвх - давление и объем газа, поступившего в начале газопровода, кгс/см2 и млн м3, измеряется;
с - коэффициент согласования размерностей, при измерении давления в кгс/см2 принимается равным 3,912×10-2.
Составляющую Авых вычисляют по формуле
где Рвых, Qвых - давление и объем отбора газа в конце газопровода, кгс/см2 и млн м3, измеряются.
Составляющую Апост вычисляют по формуле
где I - количество притоков газа;
, - давление и объем притока газа в точке i-го путевого притока, кгс/см2 и млн м3, измеряют.
Составляющую Аотб вычисляют по формуле
где J - количество отборов газа;
, - давление и объем отбора газа в точке j-го путевого отбора, кгс/см2 и млн м3, измеряются.
ЭТТР КС вычисляется по формуле (62).
Составляющую вычисляется по формуле
где c1 = 10,138 - коэффициент для согласования размерностей при измерении Р1кц в кгс/см2.
8.2.3 Удельный показатель эффективности использования ТЭР на СТН ГТС , кг у.т./млн м3×км, вычисляется по формуле
8.3 Удельный показатель эффективности расхода топливного газа газотранспортной системой
Удельный показатель эффективности расхода топливного газа ГТС , м3/млн м3×км, вычисляется по формуле
, (78)
где - вычисляют по формуле (47);
S1 - количество КЦ с газотурбинными ГПА.
8.4 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на компримирование газа газотранспортной системой
Удельный показатель эффективности использования электроэнергии на компримирование газа в ГТС, кВт×ч/млн м3×км, вычисляется по формуле
, (79)
где S2 - количество КЦ с ЭГПА.
8.5 Удельный показатель эффективности расхода газа на собственные технологические нужды газотранспортной системы
Удельный показатель эффективности использования природного газа на СТН ГТС , м3/млн м3×км, вычисляется по формуле
8.6 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на собственные технологические нужды газотранспортной системы
Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН ГТС , кВт×ч/млн м3×км, вычисляется по формуле
8.7 Удельный показатель энергоэффективности линейного участка
Удельный показатель энергоэффективности линейного участка Элу, млн м3×км/км, вычисляется по формуле
, (82)
где lлу - длина линейного участка, км;
- ЭТТР линейного участка, млн м3×км, вычисляемая по формуле
= cQлу, (83)
Рн, Рк - давление в начале и конце линейного участка, кгс/см2;
Qлу - объем газа, транспортируемого по линейному участку за расчетный период времени, млн м3.
8.8 Удельный расход газа на собственные технологические нужды газотранспортной системы
Удельный расход газа на СТН ГТС , м3/млн м3×км, вычисляется по формуле
, (84)
где - товаротранспортная работа ГТС, млрд м3×км, вычисляемая по формуле
, (85)
Qi - объем газа, транспортируемого по i-му участку ГТС, млрд м3; при расчете используются данные ПДС;
F - количество линейных участков.
Пример расчета и оценки системных показателей энергоэффективности ГТС представлен в приложении Д.
9 Требования к точности расчета показателей энергоэффективности
9.1 Порядок расчета погрешностей показателей энергоэффективности
9.1.1 В общем виде формулы расчета показателей энергоэффективности представляют в виде функциональной зависимости
где У - показатель энергоэффективности;
х1, х2 ... хn - входящие в формулу параметры (расход газа, механическая мощность, давление, температура, количество электрической энергии, электрическая мощность и др.).
Параметры измеряются или рассчитываются по определенным зависимостям. Погрешности результатов измерений или расчетов параметров вызваны инструментальными или методическими погрешностями.
9.1.2 Порядок оценки погрешностей результатов расчетов показателей энергоэффективности согласно РМГ 43-2001 [6] состоит в следующем:
- проводится анализ уравнений измерения (расчетных формул);
- выявляются все источники погрешностей (неопределенностей) измерений (расчета) и производится их количественное оценивание;
- вводятся поправки на систематические погрешности (эффекты), которые можно исключить.
9.1.3 В качестве характеристики оценки погрешности расчёта показателя энергоэффективности используется суммарное среднеквадратическое отклонение (СКО), Sy, характеризующее случайные погрешности результатов измерений (расчета) параметров, входящих в формулу расчета показателя.
Считая, что случайные погрешности параметров распределены по нормальному закону и не коррелированны между собой; СКО оценки погрешности показателя энергоэффективности определяют согласно РМГ 43-2001 [6] по формуле
где - i-й коэффициент влияния, рассчитываемый при номинальных значениях входящих в него величин;
s[xi] - i-е СКО оценки параметров, входящих в формулу (86).
9.1.4 СИ должны быть из числа внесенных в Государственный реестр средств измерений, допущенных к применению в Российской Федерации, и иметь действующие свидетельства о проверке.
9.2 Пример оценки среднеквадратичной погрешности расчета показателей энергоэффективности
9.2.1 Расчет СКО оценки погрешности расчета коэффициента полезного действия ГПА.
Формула расчета показателя энергоэффективности ГПА имеет следующий вид:
hГГПА = hс×hпол.
СКО оценки относительной погрешности расчета КПД ГГПА согласно формуле (87) равно
, (88)
где s[dhе] - СКО относительной погрешности расчета КПД ГТУ;
s[dhпол] - СКО относительной погрешности расчета КПД ЦБН.
К точности результатов измерений и расчета параметров, входящих в формулу (88) предъявляют следующие требования:
- СКО относительной погрешности оценки КПД нагнетателя - не более ±3%;
- СКО относительной погрешности измерения расхода газа через нагнетатель - не более ±4%;
- СКО относительной погрешности оценки мощности на муфте ГПА - не более ±5%;
- СКО относительной погрешности измерения расхода топливного газа ГТУ - не более ±3,5%.
С учетом этих требований СКО оценки относительной погрешности расчета КПД ГГПА будет равно или меньше
≤ ± 6,8%. (89)
9.2.2 Расчет оценки СКО погрешности удельного расхода топливного газа КЦ.
Формула расчета показателя энергоэффективности КЦ имеет следующий вид:
.
СКО оценки относительной погрешности расчета удельного расхода топливного газа КЦ согласно формуле (87) равно
, (90)
где s - СКО относительной погрешности измерения расхода топливного газа КЦ;
s - СКО относительной погрешности расчета политропной работы сжатия КЦ.
Расход топливного газа измеряется с помощью СИ в соответствии с ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2, ГОСТ 8.563.3. Считают, что входящая в выражение (90) погрешность измерения расхода топливного газа КЦ обусловлена случайными погрешностями измерений.
Требования к точности измерений расхода топливного газа КЦ формируются на основе класса точности современных технических СИ расхода газа - величина СКО относительной погрешности измерения расхода топливного газа КЦ не должна превышать s ≤ ± 2,5%.
Относительная погрешность расчета политропной работы КЦ dLкц с учетом формулы (35) вычисляется по формуле
dLкц = dQкц + dz1кц + dT1кц + 0,3(dP2 - dP1), (91)
где dQкц - относительная погрешность измерения расхода газа, транспортируемого КЦ;
dz1кц - относительная погрешность расчета коэффициента сжимаемости газа на входе в КЦ;
dT1кц - относительная погрешность измерения температуры газа на входе в КЦ;
dP1, dP2 - относительные погрешности измерения давления газа на входе и выходе КЦ.
Слагаемые, входящие в выражение (91), обусловлены случайными погрешностями измерений и расчета соответствующих величин. СКО оценки относительной погрешности расчета политропной работы КЦ определяется по формуле
s, (92)
где , , , , - СКО относительной погрешности измерений и расчета соответствующих величин.
Требования к точности измерений и расчета входящих в выражение (92) параметров:
- СКО относительной погрешности результата измерения расхода газа, транспортируемого КЦ ≤ ± 5%;
- СКО относительной погрешности расчета коэффициента сжимаемости газа ≤ ±1%;
- СКО относительной погрешности результата измерения температуры газа на входе в КЦ ;
- СКО относительной погрешности результата измерения давления газа на входе и выходе из КЦ , ≤ ±1%.
Расход газа, транспортируемого КЦ, рассчитывается на основе измерений перепада давления на входных устройствах (конфузоров) нагнетателей с помощью нестандартных сужающих устройств согласно ГОСТ 8.563.2. С учетом их поверки в соответствии с [6] величина не должна превышать ±5%.
Примечание - При отсутствии измерений расхода газа через ЦБН по конфузору можно определять расход транспортируемого газа КЦ косвенным методом, используя характеристику ЦБН "приведенная относительная внутренняя мощность - приведенная объемная производительность" в соответствии с "Инструкцией по определению производительности центробежных нагнетателей, компрессорных цехов и станций [7] и "Каталогом газодинамических характеристик ЦБК природного газа" [8].
Величина СКО оценки относительной погрешности расчета удельного расхода топливного газа КЦ не должна превышать ≤ ± 5,8%.
Инструментальные измерения в КЦ являются базовыми, поскольку включают получение необходимых параметров для оценки энергоэффективности ГПА, КЦ, КС. Требования к точности расчетов должны обеспечиваться СИ, представленными в таблице Ж.1 (приложение Ж).
9.2.3 Аналогичным способом рассчитывают оценки погрешности показателей энергоэффективности КЦ, расчет которых представлен в формулах (27), (37), (39), (40), (41), (49), (50).
Требования к точности расчета показателей энергоэффективности ГПА, КЦ представлены в таблице 9.1.
9.2.4 Оценка погрешностей показателей энергоэффективности КС, ГТС определяется на основе формулы (87) с учетом требований к погрешностям СИ технического учета расхода газа и электроэнергии на СТН входящих в них технологических объектов.
Таблица 9.1
Требования к точности расчета показателей энергоэффективности ГПА, КЦ
Показатель энергоэффективности |
Обозначение |
Требования к СКО оценки относительной погрешности показателей энергоэффективности, Sy, % |
Требования к СКО оценки относительной погрешности расчета параметров, % |
Примечание |
1 Коэффициент полезного действия ГПА |
hГГПА |
±5,3¸6,8 |
КПД ЦБН - не более ±3,0 КПД газотурбинной установки - не более ±6,0 |
Требования к точностным характеристикам СИ представлены в приложении Ж |
hЭГПА |
±3,2¸3,6 |
КПД ЦБН - не более ±3,0 КПД электродвигателя - не более ±2,0 |
||
2 Коэффициент полезного действия КЦ |
hкц |
Не более ±6,5 |
Эксплуатационный КПД ЦБН - не более ±4,0 Коэффициент рециркуляции - не более ±5,0 Коэффициент гидравлических сопротивлений обвязки - не более ±1,0
|
|
3 Удельный расход топливного газа КЦ |
|
Не более ±5,8 |
Расход топливного газа КЦ - не более ±2,5 Расход транспортируемого газа КЦ - не более ±5,0 Коэффициент сжимаемости газа на входе в КЦ - не более ±1,0 Температура газа на входе в КЦ - не более ±1,0 Давление газа на входе и выходе в КЦ - не более ±1,0 |
Точностные характеристики СИ - в соответствии с технической документацией. Требования по поверке СИ в соответствии с [9] |
4 Удельный расход газа на прочие технологические нужды КЦ |
|
Не более ±7,2 |
Расход газа на прочие технологические нужды КЦ - не более ±5,0 |
Расход газа на прочие технологические нужды КЦ должен рассчитываться согласно методике, утвержденной в дочернем обществе |
5 Удельные потери природного газа КЦ |
|
Не более ±10,1 |
Технологические потери газа КЦ - не более ±10 |
Точностные характеристики СИ - в соответствии с требованиями, указанными в [2] |
6 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа КЦ |
|
Не более ±5,6 |
Расход электроэнергии на компримирование - не более ±2,0 |
Расход электроэнергии на компримирование измеряют с помощью СИ технического учета. Точностные характеристики СИ - в соответствии с требованиями ПУЭ-2002 (глава 1.5) [10] |
7 Удельный расход ТЭРКЦ |
|
Не более ±6,7 |
Расход газа на СТН КЦ - не более ±3,0 Расход электроэнергии на СТН КЦ - не более ±3,0 |
Расход электроэнергии на СТН КЦ осуществляют с помощью СИ технического учета. Точностные характеристики СИ - в соответствии с требованиями ПУЭ-2002 (глава 1.5) [10] |
8 Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН КЦ |
|
Не более ±6,3 |
Расход газа на СТН КЦ - не более ±3,0 |
|
9 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН КЦ |
|
Не более ±6,3 |
Расход электроэнергии на СТН КЦ - не более ±3,0 |
|
10 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КЦ |
|
Не более ±6,9 |
Расход газа на СТН КЦ - не более ±3,0 Расход электроэнергии на СТН КЦ - не более ±3,0 |
|
Приложение А
(рекомендуемое)
Справочные данные по характеристикам газоперекачивающих агрегатов
Таблица А.1
Основные технические характеристики электроприводных ГПА
Наименование показателя |
Единица измерения |
Тип электроприводного агрегата |
||||||
АЗ-4500-1500 |
СТМ-4000 |
СТД-4000 |
ЭГПА-Ц-6,3 |
СГД-12500 |
СДГ-, СДГМ-12500 |
ЭГПА-25Р |
||
Номинальная мощность электродвигателя |
кВт |
4500 |
4000 |
4000 |
6300 |
12500 |
12500 |
25000 |
Частота вращения ротора электродвигателя |
мин-1 |
3000 |
3000 |
3000 |
3000 |
3000 |
3000 |
2900-3700 |
Масса электродвигателя |
кг |
26800 |
20000 |
12920 |
21950 |
29500 |
36000 |
80400 |
Тип ЦБН |
- |
280-11-1 |
280-11-6 |
280-11-6 |
НЦ-6,3/ 125-2,2 |
370-18-2 (235-21-3) |
285-22-1 |
650-12-1 |
Частота вращения ротора компрессора |
мин-1 |
7950 |
7980 |
7980 |
7970 |
4800 |
5000 |
3700 |
Давление на входе в ЦБН |
ата |
45,0 |
45,0 |
45,0 |
56,8 |
62,0 (50,7) |
50,7 |
52,8 |
Давление на выходе из ЦБН |
ата |
56,0 |
56,0 |
56,0 |
125,0 |
76,0 (76,0) |
76,0 |
76,0 |
Коммерческая производительность |
млн м3/сутки |
13,0 |
13,0 |
13,0 |
4,5 |
37,0 |
21,9 |
46,0 |
Политропный КПД |
% |
84,0 |
84,0 |
84,0 |
73,0 |
84,0 |
84,0 |
82,0 |
КПД электродвигателя |
% |
97,4 |
97,5 |
97,5 |
97,5 |
97,9 |
97,8 |
96,5 |
КПД редуктора |
% |
98,0 |
98,0 |
98,0 |
98,0 |
98,0 |
98,0 |
98,0 |
Таблица А.2
Номинальные параметры газотурбинных ГПА
Тип ГПА |
Номинальная мощность ГТУ, кВт |
Номинальный КПДГТУ, |
ГТ-700-5 |
4250 |
0,250 |
ГТК-5 |
4400 |
0,260 |
Таурус-60 |
5100 |
0,320 |
ГТ-6-750 (ГТН-6) |
6000(6300) |
0,240 |
ГТ-750-6 |
6000 |
0,270 |
ГТ-750-6М |
6000 |
0,300 |
ГПА-Ц-6,3 |
6300 |
0,240 |
ГПА-Ц-6,3А |
6300 |
0,300 |
ГПА-Ц-6,3Б |
6300 |
0,290 |
ГПА-Ц-8Б |
8000 |
0,300 |
ГПА-Ц-6,3С |
6300 |
0,305 |
ГТК-10 |
10000 |
0,290 |
ГТК-10М |
10000 |
0,320 |
ГПУ-10 |
10000 |
0,276 |
ГТК-10И |
10300 |
0,259 |
ГТК-10ИР |
9500 |
0,330 |
ГПА-10 Урал |
10000 |
0,340 |
Коберра-182 |
12900 |
0,275 |
ГПА-12 Урал, ГПА-12Р Урал |
12000 |
0,340 |
ГПА-16 Урал, ГПА-16Р Урал |
16000 |
0,363 |
ГТН-16 |
16000 |
0,290 |
ГТН-16М1 |
16000 |
0,310 |
ГТНР-16 |
16000 |
0,330 |
ГПА-Ц-16 |
16000 |
0,274 |
ГПА-Ц-18 |
18000 |
0,294 |
ГПА-16МЖ |
16000 |
0,300 |
ГПА-16МГ, ГПА-Ц-16С |
16000 |
0,340 |
ПЖТ-21С, ГПА-Ц-16АЛ |
16000 |
0,355 |
ГПА-16 Волга |
16000 |
0,365 |
ГТН-25 |
27500 |
0,281 |
ГТН-25-1 |
25000 |
0,320 |
ГТК-25И |
23900 |
0,278 |
ГТК-25ИР |
22200 |
0,345 |
ГТНР-25И(В) |
22200 |
0,347 |
ГТНР-25И(С) |
24600 |
0,354 |
ГПА-Ц-25 |
25000 |
0,345 |
ГПА-25 Урал |
25000 |
0,394 |
Приложение
Б
(рекомендуемое)
Пример расчета и анализа показателей энергоэффективности газоперекачивающего агрегата
Пример расчета показателей оценки энергоэффективности ГПА представлен в таблицах Б.1, Б.2, Б.3.
В таблице Б.1 приведены основные измеренные параметры, необходимые для определения показателей энергоэффективности ГПА.
Расчетные формулы и результаты расчета теплотехнических и газодинамических параметров газотурбинных ГПА представлены в таблице Б.2.
Расход компримируемого газа определен по перепаду давления на конфузорах нагнетателей и параметрам газа на входе нагнетателей.
Расход топливного газа определен с помощью нормальных диафрагм, установленных на топливном коллекторе каждого ГПА. Расчет характеристик диафрагм и расхода топливного газа выполнен в соответствии с ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2, ГОСТ 8.563.3.
Физические константы природного газа рассчитаны по его химическому составу. Эффективная мощность газотурбинного привода определена по параметрам компримируемого газа, а эффективный КПД - по расходу топливного газа согласно формуле (2).
Номинальные значения мощности и эффективного КПД ГТУ определяются при номинальном значении параметра, задействованного в автоматической защите агрегата (в данном случае - частота вращения компрессора низкого давления).
Показатели ГТУ определены для станционных условий (при фактических сопротивлениях всасывающего и выхлопного трактов) и стандартных условий атмосферного воздуха (Ра = 101,32 кПа, Та =288 К).
Результаты расчета показателей энергоэффективности и технического состояния ГПА представлены в таблице Б.3. Анализ результатов измерений и расчетов показывает, что фактические показатели ГТУ по мощности и КПД ниже их паспортных (номинальных) значений. Ограничение загрузки ГТУ по мощности связано с ограничением по частоте вращения компрессора низкого давления.
Эффективная мощность ГТУ агрегатов находится в пределах от 12,1 до 12,2 МВт. Коэффициенты технического состояния ГТУ по мощности находятся в пределах 0,71¸0,79.
Таблица Б.1
Измеряемые параметры ГПА в КЦ
Наименование параметра |
Обозначение |
Ед. изм. |
По агрегатам (станционный номер/тип привода) |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
|||
ГПА-Ц-18 |
ГПА-Ц-18 |
ГПА-Ц-16 |
ГПА-Ц-18 |
|||
1 Барометрическое давление |
В |
МПа |
0,099 |
|||
2 Температура на входе в ОК |
t3 |
°С |
8,4 |
6,8 |
8,5 |
8,0 |
3 Давление газа на входе в нагнетатель |
Р1н |
кг/см2 |
54,20 |
54,45 |
54,60 |
54,20 |
4 Давление газа на выходе из нагнетателя |
Р2н |
кг/см2 |
72,00 |
72,30 |
72,40 |
71,90 |
5 Температура газа на входе в нагнетатель |
t1н |
°С |
18,9 |
19,0 |
18,8 |
18,9 |
6 Температура газа на выходе из нагнетателя |
t2н |
°С |
43,8 |
44,0 |
43,5 |
43,6 |
7 Перепад давлений на конфузоре нагнетателя |
DРк |
кг/м2 |
2795 |
2735 |
2785 |
2868 |
8 Частота вращения ротора КНД |
nкнд |
1/мин |
5150 |
5210 |
5150 |
5200 |
ротора КВД |
nквд |
1/мин |
6583 |
6620 |
6545 |
6640 |
ротора СТ |
nст |
1/мин |
4505 |
4510 |
4495 |
4500 |
9 Давление топливного газа |
Ртг |
кг/см2 |
23,17 |
23,22 |
23,25 |
23,19 |
10 Температура топливного газа |
tтг |
°С |
20,95 |
20,92 |
20,67 |
20,50 |
11 Перепад на диафрагме топливного газа |
DРтг |
кг/м2 |
4594 |
4556 |
4729 |
5006 |
12 Температура газа перед силовой турбиной |
tст |
°С |
524 |
519 |
541 |
532 |
13 Газовая постоянная |
R |
кДж/кг×К |
0,5089 |
0,5089 |
0,5089 |
0,5089 |
14 Относительная плотность газа по воздуху |
Dв |
- |
0,5654 |
0,5654 |
0,5654 |
0,5654 |
15 Объемная теплотворная способность (Т = 293,15 К) |
|
кДж/м3 |
33459 |
33459 |
33459 |
33459 |
16 Массовая теплотворная способность |
|
кДж/кг |
49137 |
49137 |
49137 |
49137 |
17 Плотность газа (при 20 °С и 0,1013 МПа) |
r0 |
кг/м2 |
0,6809 |
0,6809 |
0,6809 |
0,6809 |
Примечание - КНД - компрессор низкого давления; КВД - компрессор высокого давления; СТ - силовая турбина; ОК - осевой компрессор. |
Таблица Б.2
Результаты расчета показателей энергоэффективности ГПА
Наименование параметра |
Обозначение |
Ед. изм. |
Формула, источник |
Станционный номер агрегата |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
||||
1 Температура воздуха на входе в ОК |
Т3 |
К |
t3 + 273,1 |
281,5 |
279,9 |
281,6 |
281,1 |
2 Давление газа на входе в нагнетатель |
Р1н |
МПа |
×0,09806 + B×10-3 |
5,414 |
5,437 |
5,452 |
5,415 |
3 Давление газа на выходе из нагнетателя |
Р2н |
МПа |
×0,09806 + B×10-3 |
7,158 |
7,187 |
7,197 |
7,146 |
4 Температура газа на входе в нагнетатель |
Т1н |
К |
t1н + 273,1 |
292,0 |
292,1 |
291,9 |
292,0 |
5 Температура газа на выходе из нагнетателя |
Т2н |
К |
t2н + 273,1 |
316,9 |
317,1 |
316,6 |
316,7 |
6 Коэффициент сжимаемости на входе в нагнетатель |
z1н |
- |
0,8984 |
0,8982 |
0,8976 |
0,8984 |
|
7 Коэффициент сжимаемости на выходе из нагнетателя |
z2н |
- |
0,9056 |
0,9056 |
0,9046 |
0,9054 |
|
8 Коэффициент псевдоизоэнтропы |
|
- |
0,2339 |
0,2337 |
0,2346 |
0,2342 |
|
9 Степень повышения давления в нагнетателе |
eн |
- |
Р2н/Р1н |
1,322 |
1,322 |
1,320 |
1,320 |
10 Политропный КПД нагнетателя |
hпол |
- |
0,798 |
0,794 |
0,806 |
0,800 |
|
11 Плотность газа на входе в нагнетатель |
r1н |
кг/м3 |
Р1н×103/z1н×R×T1н |
40,57 |
40,74 |
40,90 |
40,57 |
12 Массовый расход газа через нагнетатель |
G1н |
кг/с |
0,7325 |
246,6 |
244,5 |
247,2 |
249,9 |
13 Внутренняя мощность нагнетателя |
Ni |
кВт |
12060 |
12016 |
11970 |
12110 |
|
14 Эффективная мощность ГТУ |
Ne |
кВт |
1,01×Ni |
12177 |
12140 |
12090 |
12230 |
15 Температура топливного газа |
Ттг |
К |
tтг + 273,1 |
294,05 |
294,02 |
293,77 |
293,60 |
16 Давление топливного газа |
Ртг |
МПа |
0,09806×Ртг + В×10-3 |
2,371 |
2,376 |
2,379 |
2,373 |
17 Коэффициент сжимаемости на входе диафрагмы топливного газа |
zтг |
- |
0,9553 |
0,9552 |
0,9550 |
0,9550 |
|
18 Плотность топливного газа |
rтг |
кг/м3 |
Ртг×103/zтг×R×Tтг |
16,59 |
16,63 |
16,67 |
16,64 |
19 Расход топливного газа |
Gтг |
кг/с |
3,5×10-3´ ´(1 - 0,376×DРтг/Ртг)´ ´ |
0,965 |
0,962 |
0,981 |
1,008 |
20 Эффективный КПД ГТУ |
he |
- |
|
0,2568 |
0,2572 |
0,2511 |
0,2472 |
21 Приведенная эффективная мощность ГТУ |
|
кВт |
|
12846 |
12804 |
12750 |
12903 |
22 Коммерческая производительность ГПА |
qн |
млн м3/сут |
|
31,36 |
31,09 |
31,44 |
31,78 |
23 Приведенный объем расхода газа ' |
|
м3/мин |
|
429 |
423 |
427 |
435 |
24 Номинальный КПД ГТУ на режиме испытаний |
|
- |
Дроссельные характеристики изготовителя |
0,272 |
0,271 |
0,266 |
0,274 |
25 Номинальный КПД нагнетателя |
|
- |
Приведенные характеристики |
0,840 |
0,840 |
0,840 |
0,840 |
_____________
zтг - вычисляют по формуле (11) для исходных данных.
Таблица Б.3
Результаты расчета показателей энергоэффективности и технического состояния ГПА
Показатель |
Размерность |
ГПА-Ц-18 |
ГПА-Ц-18 |
ГПА-Ц-16 |
ГПА-Ц-18 |
1 Эффективный КПД ГТУ, hе |
- |
0,257 |
0,257 |
0,251 |
0,247 |
2 Политропный КПД нагнетателя, hпол |
- |
0,795 |
0,786 |
0,798 |
0,798 |
3 КПД ГПА, Т1ГГПА |
- |
0,205 |
0,204 |
0,202 |
0,198 |
4 Коэффициент технического состояния ГТУ по мощности kNe |
- |
0,714 |
0,711 |
0,797 |
0,717 |
5 Коэффициент технического состояния ГТУ по топливному газу, kтг |
|
0,944 |
0,949 |
0,944 |
0,902 |
6 Коэффициент технического состояния ЦБН, kн |
- |
0,950 |
0,945 |
0,960 |
0,952 |
Эффективный КПД ГТУ агрегатов типа ГПА-Ц-18 находится в пределах 0,247¸0,257. Коэффициенты технического состояния ГТУ по топливному газу находится в пределах 0,902¸0,949.
Для агрегата типа ГПА-Ц-16 эффективный КПД равен 0,251 при kтг = 0,944. Одной из возможных причин снижения показателей ГТУ является загрязнение его проточной части.
Газодинамические показатели ЦБН - удовлетворительны. Режим работы нагнетателей - оптимальный (режимные коэффициенты равны 1,0). Коэффициенты технического состояния ЦБН (kн = 0,95¸0,96) близки к номинальному значению.
Приложение
В
(рекомендуемое)
Пример расчета и анализа показателей энергоэффективности компрессорного цеха
В.1 Пример расчета удельного расхода топливного газа КЦ
Пример расчета удельного расхода топливного газа КЦ представлен в таблицах В.1, В.2. В таблице В.1 приведены основные измеренные параметры, необходимые для определения показателей энергоэффективности КЦ. Расчетные формулы и результаты расчета показателей энергоэффективности КЦ представлены в таблице В.2.
Оценка эффективности использования топливного газа была проведена посредством измерений параметров работы ГПА на контрольном режиме с последующим сравнением фактического расхода топливного газа с нормативной величиной.
В качестве контрольного был проведен установившийся и стабильный во времени режим работы цеха по параметрам как ГПА, так и технологического газа.
По данным замеров на контрольном режиме произведен расчет нормативного расхода топливного газа КЦ. Последовательность и пример расчета нормативного расхода топливного газа представлены в таблице В.2. Расчет нормативного расхода топливного газа КЦ выполнен в соответствии с РД 153-39.0-112-2001 [11].
Расход газа, перекачиваемого КЦ, вычислялся по результатам измерений перепада давления на входных устройствах нагнетателей (нестандартных сужающих устройствах - конфузорах), порядок измерений представлен в приложении Б, таблица Б.1.
В.2 Анализ эффективности расхода ТЭР КЦ
Анализ энергоэффективности оборудования КЦ включает:
- анализ влияния технического состояния привода, центробежных нагнетателей и ГПА в целом с оценкой их показателей энергоэффективности и коэффициентов технического состояния по КПД и мощности;
- оценку эффективности режимов компримирования (выбор состава работающих в КЦ ГПА, схемы их включения, распределения нагрузки между ГПА, соответствие СПЧ нагнетателей режимам компримирования, оптимальность режимов байпасирования газа);
- расчет расхода электроэнергии на электропривод ГПА с оценкой соответствия расчетно-нормативным значениям;
- оценку увеличения расхода ТЭР на компримирование при наличии рециркуляции через неплотную запорную арматуру на рециркуляционных контурах;
- расчет расхода газа на прочие технологические нужды основного производства с оценкой соответствия фактических показателей расчетно-нормативным значениям этих показателей;
- оценку технологических потерь газа и электроэнергии с оценкой соответствия их расчетно-нормативным значениям.
Нормы расхода газа и электроэнергии по статьям затрат на СТН КЦ должны быть рассчитаны согласно РД 153-39.0-112-2001, [11], СТО Газпром 3.3-2-001.
Пример оценки энергоэффективности расходования топливного газа КЦ представлен в таблицах В.1, В.2. В результате расчетов, представленных в таблице В.2, получен фактический удельный расход топливного газа, равный 0,542 м3/кВт×ч. Норма расхода топливного газа КЦ равна 0,516 м3/кВт×ч. Отклонение фактического удельного расхода топливного газа КЦ от нормы составило 3,7%. Знак "-" означает экономию топливного газа, которая составила за сутки 19 тыс. м3.
В случае превышения фактического удельного расхода топливного газа над нормативным более чем на 5% необходимо производить дальнейшие испытания и анализ эффективности работы ГТУ и ЦБН.
Пример оценки показателей эффективности КЦ с газотурбинными ГПА представлен в таблицах В.3, В.4.
Проведенный анализ показал, что в КЦ-1 во II и в IVкварталах удельные показатели расхода ТГ превысили норму соответственно на 6,34 и 6,31%, что привело к годовому перерасходу топливного газа, который равен 3,05 и 3,53 млн м3 (таблица В.3). В КЦ-2 удельные показатели расхода ТГ не превысили своего нормативного значения. Удельные расходы газа на прочие технологические нужды в КЦ-1, КЦ-2 ниже нормы, определяемой согласно РД 153-39.0-112-2001 [11]. Удельный расход газа на технологические потери в КЦ-1 составил 0,032 м3/кВт×ч, в КЦ-2 - 0,029 м3/кВт×ч, что превышает значение нормы, равное 0,0035 м3/кВт×ч.
Удельный расход ТЭР в КЦ-2 равен 0,681 кг у.т./кВт×ч, что на 14% меньше по сравнению с КЦ-1, в котором аналогичный показатель равен 0,793 кг у.т./кВт×ч.
Таблица B.1
Исходные данные для расчета показателей энергоэффективности КЦ
Исходные данные |
Обозначение |
Размерность |
Источник информации |
Величина |
1 Тип нагнетателя |
- |
- |
НЦ-16-76-1,44/5300 |
- |
2 Тип агрегата |
- |
- |
ГПА-Ц-16, ГПА-Ц-18 |
- |
3 Количество установленных ГПА |
nуст |
ед. |
Диспетчерские данные |
5 |
4 Количество работающих ГПА |
nр |
ед. |
Диспетчерские данные |
4´1 |
5 Количество агрегатов, эксплуатирующихся с котлами-утилизаторами |
nу |
- |
Диспетчерские данные |
3 |
6 Номинальная мощность ГПА |
|
кВт |
Паспортные данные |
16000 (для ГПА-Ц-16) 18000 (для ГПА-Ц-18) |
7 Расход перекачиваемого газа КЦ |
qкц |
млн м3/сут |
(таблица Б.1)
|
125,67 |
8 Давление на входе в КЦ |
Р1ср |
МПа |
(таблица Б.1)
|
5,430 |
9 Давление на выходе из КЦ |
Р2ср |
МПа |
(таблица Б.1)
|
7,172 |
10 Температура на входе в КЦ |
Т1ср |
К |
(таблица Б.1)
|
292,0 |
11 Температура на выходе из КЦ |
Т2ср |
К |
(таблица Б.1)
|
316,9 |
12 Плотность природного газа при 20 °С и 0,1013 МПа |
r0 |
кг/м3 |
Диспетчерские данные |
0,6809 |
13 Низшая теплота сгорания топливного газа при 20 °С и 101,325 кПа |
|
ккал/м3 |
Диспетчерские данные |
7995 |
14 Относительная плотность газа по воздуху |
Dв |
- |
0,5654 |
|
15 Температура воздуха на входе в компрессор |
t3 |
°С |
(таблица Б.1) |
7,9 |
16 Индивидуальная норма расхода топливного газа |
|
м3/кВт×ч |
|
0,531 |
17 Фактический расход топливного газа КЦ |
|
млн м3/сут |
(таблица Б.1) |
0,497 |
Таблица В.2
Расчет показателей энергоэффективности КЦ
Показатель |
Обозначение |
Размерность |
Источник информации |
Величина |
1 Коэффициент влияния температуры воздуха на входе компрессора |
Ka |
- |
1,02 + 0,0025-(t3 + 5) |
1,040 |
2 Коэффициент влияния котлов-утилизаторов |
Ky |
- |
1 + 0,025 |
1,020 |
3 Норма расхода топливного газа КЦ |
|
м3/кВт×ч |
KaKy |
0,563 |
4 Коэффициент сжимаемости газа |
z1кц |
- |
|
0,898 |
5 Степень повышения давления газа в КЦ |
eкц |
- |
Р2ср/Р1ср |
1,320 |
6 Политропная работа сжатия КЦ |
Lкц |
млн кВт×ч |
320,25×z1×Т1ср´ ´(e0,3-1)qкц×10-6 |
0,9166 |
7 Фактический удельный расход ТГ |
|
м3/кВт×ч |
|
0,542 |
8 Отклонение фактического удельного расхода ТГКЦ от нормы |
D |
% |
|
-3,7 |
9 Нормативный расход ТГ |
|
млн м3 |
×Lкц |
0,516 |
10 Отклонение фактического расхода ТГ КЦ от нормативного |
|
млн м3 |
- |
-0,019 |
Примечание - Знак "-" означает экономию ТГ. |
Таблица В.3
Пример определения показателей энергоэффективности КЦ-1 с газотурбинными ГПА (ГТК-10, 8ГПА)
Показатель |
I кв. |
II кв. |
III кв. |
IV кв. |
За год |
1 Расход газа на СТН КЦ, млн м3 в т.ч.: |
49,678 |
46,646 |
43,286 |
53,348 |
192,959 |
- топливный газ, млн м3 |
48,502 |
44,886 |
42,136 |
52,145 |
187,668 |
- газ на прочие технологические нужды, млн м3 |
0,353 |
0,528 |
0,345 |
0,361 |
1,587 |
- технологические потери, млн м3 |
0,824 |
1,232 |
0,806 |
0,842 |
3,703 |
2 Расход электроэнергии на СТН КЦ, тыс. кВт×ч, в том числе: |
2519,806 |
2542,436 |
2441,154 |
2576,311 |
10079,707 |
- на компримирование, тыс. кВт×ч |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
- на прочие технологические нужды, тыс. кВт×ч |
2519,806 |
2542,436 |
2441,154 |
2576,311 |
10079,707 |
3 Политропная работа сжатия КЦ, млн кВт×ч |
80,668 |
66,115 |
66,255 |
82,017 |
281,340 |
4 Удельный расход топливного газа, кг у.т./кВт×ч |
0,685 |
0,773 |
0,724 |
0,724 |
0,777 |
5 Удельный расход газа на ПТН КЦ, м3/кВт×ч |
0,012 |
0,018 |
0,012 |
0,012 |
0,014 |
6 Удельный расход газа на технологические потери КЦ, м3/кВт×ч |
0,028 |
0,042 |
0,028 |
0,029 |
0,032 |
7 Удельный расход электроэнергии на СТН КЦ, кВт×ч/кВт×ч |
0,031 |
0,049 |
0,037 |
0,031 |
0,036 |
8 Удельный расход ТЭР на СТН КЦ, кг у.т./кВт×ч |
0,711 |
1,029 |
0,756 |
0,751 |
0,793 |
9 Норма расхода ТГ КЦ, кг у.т./ кВт×ч |
0,685 |
0,727 |
0,727 |
0,681 |
0,705 |
10 Норма расхода газа на ПТН КЦ, м3/кВт×ч |
0,002 |
0,002 |
0,002 |
0,002 |
0,002 |
11 Норма расхода газа на технологические потери КЦ, м3/кВт×ч |
0,0035 |
0,0035 |
0,0035 |
0,0035 |
0,0035 |
12 Отклонение фактического расхода ТГ КЦ от нормативного, млн м3 |
0 |
3,05 |
-0,18 |
3,53 |
6,36 |
Примечание - Знак "-" означает экономию, "+" - перерасход. |
Таблица В.4
Пример определения показателей энергоэффективности КЦ-2 с газотурбинными ГПА (Коберра-182,7 ГПА)
Показатель |
I кв. |
II кв. |
III кв. |
IV кв. |
За год |
1 Расход газа на СТН КЦ, млн м3, в т.ч.: |
49,24 |
40,41 |
38,10 |
45,10 |
172,85 |
- топливный газ, млн м3 |
48,06 |
39,11 |
36,49 |
43,75 |
167,41 |
- газ на прочие технологические нужды, млн м3 |
0,35 |
0,39 |
0,48 |
0,41 |
1,63 |
- технологические потери, млн м3 |
0,82 |
0,92 |
1,13 |
0,95 |
3,81 |
2 Расход электроэнергии на СТН КЦ, тыс. кВт×ч, в т.ч.: |
3277,35 |
2926,46 |
3708,14 |
2005,47 |
11917,42 |
- на компримирование, тыс. кВт×ч. |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
- на прочие технологические нужды, тыс. кВт×ч |
3277,35 |
2926,46 |
3708,14 |
2005,47 |
11917,42 |
3 Политропная работа сжатия КЦ, млн кВт×ч |
88,521 |
65,593 |
60,695 |
80,724 |
295,533 |
4 Удельный расход топливного газа, кг у.т./кВт×ч |
0,619 |
0,679 |
0,689 |
0,621 |
0,647 |
5 Удельный расход газа на ПТН КЦ, м3/кВт×ч |
0,011 |
0,012 |
0,015 |
0,012 |
0,012 |
6 Удельный расход газа на технологические потери КЦ, м3/кВт×ч , |
0,025 |
0,028 |
0,034 |
0,029 |
0,029 |
7 Удельный расход электроэнергии на СТН КЦ, кВт×ч/кВт×ч |
0,0370 |
0,0446 |
0,0611 |
0,0248 |
0,0403 |
8 Удельный расход ТЭР на СТН КЦ, кг у.т./кВт×ч |
0,646 |
0,716 |
0,739 |
0,648 |
0,681 |
9 Норма расхода ТГ КЦ, кг у.т./ кВт×ч |
0,667 |
0,709 |
0,716 |
0,679 |
0,693 |
10 Норма расхода газа на ПТН КЦ, м3/кВт×ч |
0,002 |
0,002 |
0,002 |
0,002 |
0,002 |
11 Норма расхода газа на технологические потери КЦ, м3/кВт×ч |
0,0035 |
0,0035 |
0,0035 |
0,0035 |
0,0035 |
12 Отклонение фактического расхода ТГ КЦ от нормативного, млн м3 |
-3,9 |
-1,6 |
-1,8 |
-4,8 |
-12,0 |
Примечание- Знак "-" означает экономию,"+" - перерасход. |
Приложение
Г
(рекомендуемое)
Пример расчета и анализа показателей системной энергоэффективности компрессорной станции
Анализ показателей системной энергоэффективности КС состоит в оценке возможности оптимизации распределения нагрузки (производительности) между КЦ на многоцеховых КС. Для этого по результатам расчета показателей энергоэффективности КЦ и коэффициентов техсостояния ГПА (по мощности и КПД) определяется возможность догрузки более экономичных цехов при соответствующей разгрузке менее экономичных.
В таблице Г.1 приведены основные измеренные параметры, необходимые для определения показателей системной энергоэффективности КС. Результаты расчета показателей энергоэффективности КС представлены в таблице Г.2.
Таблица Г.1
Исходные данные для расчета показателей энергоэффективности КС
Исходные данные |
Обозначение |
Размерность |
Величина |
|
КЦ № 1 |
КЦ № 2 |
|||
1 Тип агрегата |
|
|
Коберра-182 |
ГТК-10 |
2 Количество работающих ГПА |
np |
ед. |
7 |
8 |
3 Расход перекачиваемого газа КЦ |
qкц |
млн м3/сут |
35481,9 |
36943,5 |
4 Давление на входе в КЦ |
Р1кц |
ата |
53,80 |
53,70 |
5 Давление на выходе из КЦ |
Р2кц |
ата |
74,68 |
74,43 |
6 Температура на входе в КЦ |
Т1кц |
К |
283,20 |
283,25 |
7 Низшая теплота сгорания топливного газа при 20 °С и 101,325 кПа |
|
ккал/м3 |
7998,3 |
7998,3 |
8 Коэффициент сжимаемости газа |
z1кц |
- |
0,879 |
0,883 |
9 Расход электроэнергии на собственные технологические нужды КЦ |
|
тыс. кВт×ч |
11917,42 |
7426,73 |
10 Расход газа на собственные технологические нужды КЦ |
|
млн м3 |
172,850 |
181,317 |
Таблица Г.2
Расчет показателей системной энергоэффективности КС
Показатель |
Обозначение |
Размерность |
Источник информации |
Величина |
|
КЦ № 1 |
КЦ № 2 |
||||
1 Потери давления в коммуникациях КЦ |
vкц |
- |
0,963 |
0,921 |
|
2 Расход ТЭР на собственные технологические нужды КЦ |
|
т ут. |
201371 |
209587 |
|
3 Эквивалентная товаротранспортная работа КЦ |
|
млн м3×км |
3735721 |
3665418 |
|
4 Удельный показатель эффективности расхода ТЭРКЦ |
|
кг у.т./млн м3×км |
53,9 |
57,2 |
|
S Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КС |
|
кг у.т./млн м3×км |
55,53 |
По результатам расчета показателей энергоэффективности КС (таблица Г.2) видно, что удельный показатель эффективности расхода ТЭР КЦ № 2 (57,2) превышает аналогичный показатель КЦ № 1 (53,9) на 6%. Это свидетельствует о более низком энергетическом вкладе КЦ № 1 в энергоэффективность КС. Этот вывод полностью совпадает с аналогичным анализом для локальных показателей энергоэффективности, приведенных для этих же КЦ в таблицах В.3, В.4.
Приложение
Д
(рекомендуемое)
Пример определения и анализа показателей системной энергоэффективности газотранспортной системы
В таблице Д.1 приведены основные параметры, необходимые для определения показателей системной энергоэффективности ГТС. В качестве примера рассмотрена условная ГТС с 5 КС, работающими в одном гидравлическом режиме с одним притоком и одним отбором газового потока. Каждая компрессорная станция состоит из одного компрессорного цеха.
Исходные параметры для расчета:
Qкц - объем перекачиваемого газа КС (КЦ);
Р1кц, Р2кц - давление на входе и выходе из КЦ
Т1кц - температура на входе в КЦ;
vкц - коэффициент потерь давления в коммуникациях КЦ;
z1кц - коэффициент сжимаемости газа по условиям входа в КЦ;
- расход электроэнергии на СТН КС;
- расход газа на СТН КС;
- суммарный расход ТЭР на СТН КС.
Расчетный период - год.
В таблице Д.2 приведен пример расчета показателей энергоэффективности ГТС в соответствии с формулами, представленными в разделе 8.
Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН ГТС за расчетный период равен 47,3 м3/млн м3×км.
Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН ГТС за расчетный период равен 2,3 кВт×ч/млн м3×км.
Удельный показатель эффективности расхода ТЭР ГТС за расчетный период равен 54,6 кг у.т./млн м3×км.
Для оценки энергетического вклада КС в суммарные энергозатраты ГТС рассчитываются показатели системной энергетической эффективности расхода ТЭР КС.
С помощью представленных в таблице Д.3 показателей энергоэффективности проводят анализ энергоэффективности распределения нагрузки между КС ГТС.
Возможность перераспределения нагрузки в цепочке КС рассматривается с целью:
- повысить загрузку более энергоэффективных КС за счет разгрузки менее энергоэффективных;
- повысить выходные давления КС на "энергетических узких местах".
Таблица Д.1
Исходные данные для расчета показателей системной энергоэффективности ГТС
Наименование объекта ГТС |
Qкц |
Р1кц |
Р2кц |
Т1кц |
vкц |
z1кц |
|
|
|
млн м3 |
кгс/см2 |
кгс/см2 |
К |
- |
- |
тыс. кВт×ч |
тыс. м3 |
т у.т. |
|
Вход |
7562,900 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Приток |
800,000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
КС № 1 |
8335,600 |
66,894 |
85,024 |
288,800 |
0,889 |
0,870 |
1323,0 |
25108,0 |
29053,1 |
КС № 2 |
8308,300 |
62,611 |
84,902 |
286,700 |
0,915 |
0,875 |
1320,0 |
29292,0 |
33821,9 |
КС № 3 |
8290,100 |
65,874 |
83,597 |
288,500 |
0,880 |
0,871 |
1315,0 |
24815,0 |
28716,5 |
КС № 4 |
8253,700 |
64,650 |
85,014 |
288,300 |
0,901 |
0,873 |
1310,0 |
29149,0 |
33655,6 |
КС № 5 |
8226,400 |
66,180 |
85,177 |
290,800 |
0,886 |
0,874 |
1305,0 |
26418,0 |
30540,6 |
Выход |
8192,730 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Отбор |
36,400 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица Д.2
Расчет показателей энергоэффективности ГТС
Показатель |
Обозначение |
Размерность величин |
Источник информации |
КС № 1 |
КС № 2 |
КС № 3 |
КС № 4 |
КС № 5 |
ГТС |
1 ЭТТР входа |
Авх |
млрд м3×км |
|
- |
|
|
|
2211,4 |
|
2 ЭТТР КС |
|
млрд м3×км |
817,9 |
1010,2 |
779,7 |
912,9 |
835,9 |
|
|
3 ЭТТР собственных технологических нужд КС |
|
млрд м3×км |
3,9 |
4,1 |
3,8 |
4,3 |
4,0 |
|
|
4 ЭТТР выхода |
Авых |
млрд м3×км |
|
|
|
|
|
388,4 |
|
5 ЭТТР поступлений газа |
Апост |
млрд м3×км |
|
|
|
|
|
204,9 |
|
6 ЭТТР отборов газа |
Аотб |
млрд м3×км |
|
|
|
|
- |
17,3 |
|
7 ЭТТРГ ТС |
|
млрд м3×км |
|
|
|
|
|
2851,7 |
|
8 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КС |
|
кг у.т/млрд м3×км |
35,5 |
33,5 |
36,8 |
36,9 |
36,5 |
35,8 |
|
9 Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН ГТС |
|
м3/млн м3×км |
- |
|
|
|
|
47,3 |
|
10 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН ГТС |
|
кВт×ч/млн м3×км |
|
|
|
|
|
2,3 |
|
11 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР ГТС |
|
кг у.т./млн м3×км |
|
|
|
|
|
54,6 |
Таблица Д.3
Показатели системной энергоэффективности КС
Удельный показатель эффективности расхода ТЭРКС |
Единица измерения |
КС-2 |
КС-1 |
КС-5 |
КС-3 |
КС-4 |
Средний по ГТС |
|
кг у.т./млн м3×км |
33,5 |
35,5 |
36,5 |
36,8 |
36,9 |
35,8 |
Наиболее эффективный расход ТЭР в КС-2 - 33,5, наименее эффективный в КС-4 - 36,9 (таблица Д.3).
В представленном примере три КС: КС-3, КС-4 и КС-5 имеют показатели энергоэффективности более высокие, чем средний по КС (35,8). Поэтому эти КС являются объектами дальнейших обследований для снижения их энергозатрат.
Приложение Е
(рекомендуемое)
Эквивалентная товаротранспортная работа как показатель объема производства в магистральном транспорте газа
Е.1 Эквивалентная товаротранспортная работа участка газопровода
Для анализа энергозатрат КС и линейной части газопроводов в работе "Интенсификация магистрального транспорта газа" [11] была предложена эквивалентная товаротранспортная работа (ЭТТР) Аэттр, которая в физическом смысле не является работой, но служит косвенно показателем объема производства в магистральном транспорте газа.
Понятие ЭТТР основано на хорошо известной и регламентированной нормами технологического проектирования формуле для гидравлического расчета линейного участка газопровода при стационарном квазиизотермическом режиме.
Пропускную способность на участке газопровода q, млн м3/сут (при 293,15 К и 0,1013 МПа) вычисляют согласно СТО Газпром 2-3.5-051:
, (Е.1)
где Dв - относительная плотность газа по воздуху;
D - внутренний диаметр газопровода, мм;
Тср - средняя температура газа на участке, К;
zср - средний на участке коэффициент сжимаемости газа;
L - длина участка, км;
l - коэффициент гидравлического сопротивления;
Рн, Рк - давление газа в начале и конце участка, кгс/см2.
Из формулы (Е. 1) можно выразить длину участка L, км
. (Е.2)
Имеется реальный участок газопровода с параметрами q, D, Dв, l, Тср, zср, L. Этому участку можно поставить в соответствие некоторый эквивалентный участок длиной L с параметрами q0, D0, Е0, Dв0, Тср0, zср0, l0, таким образом, чтобы на эталонном участке был такой же перепад квадратов давлений, как на реальном участке.
Введем понятие "эквивалентной" длины участка:
L = c×. (E.3)
где Рн, Рк - фактическое начальное и конечное давление газа на реальном участке, кгс/см2;
с - коэффициент для согласования размерностей, который вычисляют по формуле
. (Е.4)
Выберем следующие параметры эквивалентного участка:
D0 = 1388 мм; Dв0 = 0,6; Тср0 = 288 К; zср0 = 0,9; q0 = 100 млн м3/сут; l0 = 0,009.
При этом получим: с = 3,912×10-2 при Рн, Рк кгс.
С учетом того, что энергозатраты на компенсацию перепадов давлений на реальном и эквивалентном участках будут одинаковыми, эквивалентная товаротранспортная работа на реальном участке может быть вычислена по формуле
Аэттр = Lэ×Q = c××Q, (Е.5)
где Q - фактический объем транспортируемого газа по реальному участку, млн м3.
Е.2 Эквивалентная товаротранспортная работа газотранспортной системы
Эквивалентная товаротранспортная работа ГТС , млрд м3×км вычисляется как сумма ЭТТР по линейным участкам:
. (Е.6)
ЭТТР с точностью до множителя является обобщенным потоком P2Q, по которому ведется поузловой энергетический баланс для газотранспортной системы любой конфигурации.
Для однониточного газопровода, имеющего R компрессорных станций, I притоков и J отборов газа (Е.6), ЭТТР представим в виде
, (Е.7)
где Рвх; Рвых - давление газа на входе и выходе ГТС;
Р1кц, Р2кц - давление газа на входе и выходе из КЦ;
Рпр, Pотб - давление газа, поступаемого от других и отдаваемого другим газопроводам;
Qвх, Qвых - объемы газа, транспортируемые на входе и выходе ГТС;
- объем газа, расходуемого на СТН компрессорного цеха;
Qпр, Qотб - объем газа, поступаемого от других и отдаваемого другим газопроводам;
с1 = 10,138 - коэффициент для согласования размерностей при измерении давления в кгс/см2.
Приложение
Ж
(рекомендуемое)
Измеряемые технологические параметры компрессорного цеха
Таблица Ж.1
Измеряемая величина |
Наименование датчиков |
Примечание |
|||
Точка измерения и наименование параметра |
Единица измерения |
Диапазон измерения |
Класс точности, цена деления, погрешность измерения |
||
1 Узел подключения |
|||||
На входе в КЦ |
На каждом шлейфе перед байпасом КЦ |
||||
1.1 Температура технологического газа |
°С |
от -20 до +50 |
Кл. 0,5 |
Термодатчик Термокарман |
Термометр лабораторный |
1.2 Давление технологического газа (избыточное) |
МПа |
от 0 до 5,9 |
Кл. 0,4 |
Датчик давления Манометр образцовый |
Местное измерение |
На выходе из КЦ |
На каждом шлейфе после байпаса КЦ |
||||
1.3 Температура технологического газа |
°С |
от -20 до +100 |
Кл. 0,5 |
Термодатчик Термокарман |
Местное измерение |
1.4 Давление технологического газа (избыточное) |
МПа |
от 0 до 7,5 |
Кл. 0,4 |
Датчик давления Манометр образцовый |
|
2 Газоперекачивающие агрегаты 2.1 Нагнетатель |
|||||
2.1.1 Температура технологического газа на входе в нагнетатель |
°С |
от -20 до +50 |
0,2 |
Термодатчик Термокарман. |
Термометр лабораторный |
2.1.2 Давление технологического газа на входе в нагнетатель (избыточное) |
МПа |
от 0 до 5,9 |
Кл. 0,4 |
Датчик давления Манометр образцовый |
Местное измерение |
2.1.3 Давление технологического газа на выходе из нагнетателя (избыточное) |
МПа |
от 0 до 7,5 |
Кл. 0,4 |
Датчик давления Манометр образцовый |
Местное измерение |
2.1.4 Температура технологического газа на выходе из нагнетателя |
°С |
от -20 до +100 |
0,2 |
Термодатчик Термокарман |
Термометр лабораторный |
2.1.5 Частота вращения ротора нагнетателя |
об/мин |
от 0 до 10000 |
20 |
Частотомер |
САУ агрегата |
2.2 Газотурбинная установка ГТУ |
|||||
2.2.1 Температура воздуха на входе ГТУ |
°С |
от -30 до +50 |
0,5 |
Термодатчик Термометр лабораторный |
САУ агрегата Местное измерение |
2.2.2 Температура газа за силовой турбиной |
°С |
от 0 до 1000 |
0,5 |
Термопара со вторичным прибором |
САУ агрегата |
2.2.3 Частота вращения роторов КНД и КВД |
об/мин |
от 0 до 10000 |
20 |
Частотомеры |
САУ агрегата |
2.2.4 Давление воздуха за компрессором ГТУ (избыточное) |
МПа |
от 0 до 2,5 |
Кл. 0,4 |
Датчик давления. Манометр образцовый |
Местное измерение |
2.3 Топливный газ |
|||||
2.3.1 Давление топливного газа (избыточное) |
МПа |
от 0 до 4,0 |
Кл. 0,4 |
Датчик давления. Манометр образцовый |
Местное измерение |
2.3.2 Температура топливного газа |
°С |
от 0 до 50 |
0,5 |
Термодатчик Термокарман |
Термометр лабораторный |
2.3.3 Перепад давления на расходомерном устройстве |
МПа |
от 0 до 0,1 |
±0,5% |
Датчик перепада давлений |
|
3 Атмосферный воздух |
|||||
3.1 Температура атмосферного воздуха |
°С |
от -50 до +50 |
0,5 |
Термодатчик Термометр лабораторный |
САУ агрегата Местное измерение |
3.2 Барометрическое давление |
МПа |
от 0 до 0,11 |
Кл. 0,002 |
Барометр-анероид |
Метеостанция |
Библиография
Методические указания ОАО "Газпром" ПР 51-31323949-43-99 Методические указания по проведению теплотехнических и газодинамических расчетов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов |
|
Руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.13-040 Методика по проведению замеров объемов утечек метана на предприятиях ОАО "Газпром" |
|
Методика расчета нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде (утверждена приказом Минпромэнерго России № 267 от 4.10.2005) |
|
Методика определения расхода природного газа на собственные технологические нужды линейной части магистрального газопровода, ГРС и ГИС (утверждена начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа Б.В. Будзуляком 26.12.2003 г.) |
|
Инструкция о порядке составления отчета о поставке продукции по форме № 1-пс (газ) (утв. ЦСУ СССР 12.06.86 № 924/10) |
|
[6] |
Рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 43-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Применение "Руководства по выражению неопределенности измерений" |
[7] |
Инструкция по определению производительности центробежных нагнетателей, компрессорных цехов и станций (утверждена начальником Управления по транспортировке и поставкам газа В.М. Курченковым, Мингазпром, 18.07.1985) |
[8] |
Каталог газодинамических характеристик ЦБК природного газа (утвержден генеральным директором ООО "ВНИИГАЗ", 2005) |
[9] |
Инструкция по тарировке входных устройств центробежных нагнетателей (компрессоров) на компрессорных станциях (утверждена генеральным директором ООО "ВНИИГАЗ", 2002) |
[10] |
Правила устройства электроустановок (утверждены министром энергетики Российской Федерации, приказ № 204 от 08.07.2002) |
Руководящий документ ОАО "Газпром" РД 153-39.0-112-2001 Методика определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа |
|
[12] |
З.Т. Галиуллин, Е.В. Леонтьев "Интенсификация магистрального транспорта газа". М.: Недра, 1991 |
Ключевые слова: энергоаудит, показатели энергоэффективности, нормативный расход энергоресурсов, компрессорный цех, компрессорная станция, газотранспортная система