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:

 

3.3 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.

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 Р_a = 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

5.2 Коэффициент полезного действия газоперекачивающего агрегата

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

h_ГГПА = h_е×h_пол,                                                                                        (1)

где h_е - эффективный КПД ГТУ;

h_пол - политропный КПД ЦБН.

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

,                                                                                            (2)

где N_е - эффективная мощность на муфте привода, кВт;

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

N_i - внутренняя мощность ЦБН, кВт.

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

                           (4)

где  - показатель псевдоизоэнтропы;

z_ср - среднее значение коэффициента сжимаемости природного газа;

Т_1н, Т_2н - температура газа на входе и выходе группы (нагнетателя), К;

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

q_н - коммерческая производительность ЦБН, млн м³/сут;

R - газовая постоянная, кДж/кг×К.

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

Т_1н = t_1н + 273,15;

(5)

Т_2н = t_2н + 273,15,

где t_1н, t_2н - температура на входе и выходе ЦБН, °С, измеряется согласно ГОСТ 20440.

Показатель псевдоизоэнтропы вычисляется по формуле

 = 4,16 + 0,0041(t_ср - 10) + 3,93(D_в – 0,55) + 5,0(m_Т – 0,3),         (6)

где t_ср - среднее значение температуры, °С;

D_в - относительная плотность газа по воздуху;

m_Т - температурный показатель политропы, вычисляется по формуле

,                                                                                           (7)

P_1н, P_2н - абсолютное давление газа на входе и выходе группы ЦБН, МПа - измеряют согласно ГОСТ 20440.

Среднее значение температуры вычисляют по формуле

.                                                                                        (8)

Относительную плотность газа по воздуху вычисляют по формуле

,                                                                                           (9)

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

Среднее значение коэффициента сжимаемости природного газа вычисляется по формуле

,                                                                                     (10)

где z_1н, z_2н - коэффициенты сжимаемости природного газа на входе и выходе ЦБН.

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

z_1н = 1 - [(10,2×P_lн - 6)(0,345×10^-2×D_в - 0,446×10^-3) + 0,015]×[1,3 - 0,0144×(Т_1н - 283,2)];  (11)

z_2н = 1 - [(10,2×P_2н - 6)(0,345×10^-2×D_в - 0,446×10^-3) + 0,015]×[1,3 - 0,0144×(Т_2н - 283,2)];  (12)

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

.                                                                                     (13)

5.2.2 КПД ЭГПА, h_ЭГПА, вычисляется по формуле

h_ЭГПА = h_эдв×h_р×h_пол.                                                                                (14)

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

h_р - 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:

k_Ne - коэффициент технического состояния ГТУ по мощности;

k_тг - коэффициент технического состояния ГТУ по топливному газу;

k_н - коэффициент технического состояния ЦБН;

k_р - 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)

Р_а - барометрическое давление, МПа, измеряется;

Т₃ - температура на входе компрессора, К, измеряется.

5.2.3.2 Коэффициент технического состояния ГТУ по топливному газу вычисляется по формуле

,                                                                                            (17)

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

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

,                                                               (18)

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

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

5.2.3.3 Коэффициент технического состояния ЦБН вычисляется по формуле

,                                                                                            (19)

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

 - номинальное значение политропного КПД ЦБН, используются паспортные данные.

Приведенный объемный фактический расход газа  вычисляется по формуле „ '

,                                                                                       (20)

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

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

5.2.3.4 Режимный коэффициент работы нагнетателя вычисляется по формуле

,                                                                                             (21)

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

Допускается принимать постоянство k_н 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

n_н = (1,33 - 0,33k_н).                                                                           (22)

Значения политропного КПД ЦБН корректируются с учетом полученного значения k_н.

h_пол = k_н×.                                                                                         (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

6.2 Коэффициент полезного действия компрессорного цеха

Коэффициент полезного действия КЦ h_кц вычисляется по формуле

h_кц = k_с×k_рец×h_н,                                                                                         (27)

где k_с - коэффициент гидравлических сопротивлений обвязки КЦ;

k_рец - коэффициент рециркуляции газа в технологической обвязке КЦ;

h_н - эксплуатационный КПД ЦБН.

Коэффициент k_с вычисляется по формуле

,                                                                 (28)

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

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

e_кц - степень повышения давления КЦ.

Степень повышения давления газа в КЦ вычисляется по формуле

,                                                                                             (29)

где Р_1кц, Р_2кц - 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 k_с 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

Коэффициент рециркуляции вычисляется по формуле

,                                                                                 (32)

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

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

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

h_н = k_н×k_р×h_м×,                                                                                 (33)

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

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

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

h_м - 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;

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

Политропная работа сжатия КЦ вычисляется по формуле

L_кц =320,25×z_1кц×Т_1кц×Q_кц( - 1),                                                         (35)

где z_1кц - коэффициент сжимаемости газа на входе в КЦ;

Т_1кц - температура газа на входе в КЦ, К, измеряется;

Q_кц - 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

z_1кц = 1 - [(10,2Р_1кц - 6)(0,345×10^-2×D_в - 0,446×10^-3) + 0,015]×[1,3 - 0,0144(Т_1кц - 283,2)],    (36)

где D_в - вычисляется по формуле (9).

6.4 Удельный расход газа на прочие технологические нужды компрессорного цеха

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

,                                                                                      (37)

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

t - календарное время работы КЦ, ч;

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

,                                                                                   (38)

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

n_i - количество ГПА i-го типа в КЦ;

r - общее количество ГПА, установленных в КЦ.

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

- продувка пылеуловителей и фильтров-сепараторов;

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

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

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

6.5 Удельные технологические потери газа компрессорного цеха

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

,                                                                                         (39)

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

6.6 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа компрессорным цехом

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

,                                                                                       (40),

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

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

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

,                                                                                    (41)

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

 = k_г + k_э,                                                                            (42)

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

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

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

,                                                                                              (43)

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

Объем газа, расходуемого на СТН КЦ, вычисляется по формуле

 =  +  +.                                                                     (44)

Расход электроэнергии на СТН КЦ вычисляется по формуле

 =  +  + DW_кц,                                                                   (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;

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

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

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

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

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

,                                                                                  (46)

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

 = ,                                                   (47)

с₁ - константа для согласования размерностей, при измерении давлений Р_1кц, Р_2кц в кгс/см² принимается равной 10,138;

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

,                                                                           (48)

DР_1кц, DР_2кц - потери давления в технологических коммуникациях на входе и выходе КЦ, МПа, измеряется.

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

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

.                                                                                    (49)

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

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

.                                                                                    (50)

7 Показатели энергоэффективности компрессорной станции

7.1 Состав показателей энергоэффективности компрессорной станции

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

Таблица 7.1

Показатели энергоэффективности КС

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;

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

Суммарный расход ТЭР КС вычисляется по формуле

 = k_г + k_э,                                                                           (52)

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

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

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

 =  +  +,                                                                     (53)

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

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

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

Объем топливного газа, расходуемого КС, вычисляется по формуле

,                                                                                         (54)

где S₁ - количество КЦ с газотурбинным приводом.

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

,                                                  (55)

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

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

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

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

 =  +  + DW_кц,                                                                 (57)

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

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

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

Расход электроэнергии КС на компримирование вычисляется суммированием по всем КЦ:

,                                                                                       (58)

где S₂ - количество КЦ с электроприводом.

Расход электроэнергии на ПТН КС вычисляют по формуле

,                                                              (59)

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

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

Потери электроэнергии КС вычисляются по формуле

,                                                                      (60)

где DW_п/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, L_кс, тыс. кВт×ч, вычисляется по формуле

,                                                                                  (61)

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

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

,                                                                                   (62)

где  вычисляется по формуле (52);

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

.                                                                                      (63)

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

8 Показатели энергоэффективности газотранспортной системы

8.1 Состав показателей энергоэффективности газотранспортной системы

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

Таблица 8.1

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

 = k_г + k_э,                                                                          (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

 = А_вх +  -  + А_пост - А_отб – А_вых,                                  (71)

где А_вх - 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;

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

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

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

Составляющую А_вх вычисляют по формуле

A_вх = cQ_вх,                                                                                          (72)

где Р_вх, Q_вх - 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 А_вых вычисляют по формуле

A_вых = cQ_вых,                                                                                     (73)

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

Составляющую А_пост вычисляют по формуле

А_пост = ,                                                                             (74)

где I - количество притоков газа;

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

Составляющую А_отб вычисляют по формуле

А_отб = ,                                                                          (75)

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

 = ,                                                        (76)

где c₁ = 10,138 - коэффициент для согласования размерностей при измерении Р_1кц в кгс/см².

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

.                                                                                    (77)

8.3 Удельный показатель эффективности расхода топливного газа газотранспортной системой

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

,                                                                              (78)

где  - вычисляют по формуле (47);

S₁ - количество КЦ с газотурбинными ГПА.

8.4 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на компримирование газа газотранспортной системой

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

,                                                                              (79)

где S₂ - количество КЦ с ЭГПА.

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

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

.                                                                                  (80)

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

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

.                                                                                  (81)

8.7 Удельный показатель энергоэффективности линейного участка

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

,                                                                                            (82)

где l_лу - длина линейного участка, км;

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

 = cQ_лу,                                                                          (83)

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

Q_лу - 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)

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

F - количество линейных участков.

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

9 Требования к точности расчета показателей энергоэффективности

9.1 Порядок расчета погрешностей показателей энергоэффективности

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

У = Р(х₁, х₂ ... х_n),                                                                                    (86),

где У - показатель энергоэффективности;

х₁, х₂ ... х_n - 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), S_y, характеризующее случайные погрешности результатов измерений (расчета) параметров, входящих в формулу расчета показателя.

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

,                                                                    (87)

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

s[x_i] - 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:

h_ГГПА = h_с×h_пол.

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

,                                                           (88)

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

s[dh_пол] - 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 dL_кц с учетом формулы (35) вычисляется по формуле

dL_кц = dQ_кц + dz_1кц + dT_1кц + 0,3(dP₂ - dP₁),                                            (91)

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

dz_1кц - относительная погрешность расчета коэффициента сжимаемости газа на входе в КЦ;

dT_1кц - 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

Приложение А
(рекомендуемое)

Справочные данные по характеристикам газоперекачивающих агрегатов

Таблица А.1

Основные технические характеристики электроприводных ГПА

Таблица А.2

Номинальные параметры газотурбинных ГПА

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 (Р_а = 101,32 кПа, Т_а =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

Таблица Б.2

Результаты расчета показателей энергоэффективности ГПА

_____________

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

Таблица Б.3

Результаты расчета показателей энергоэффективности и технического состояния ГПА

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 k_тг = 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 (k_н = 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

Таблица В.2

Расчет показателей энергоэффективности КЦ

Таблица В.3

Пример определения показателей энергоэффективности КЦ-1 с газотурбинными ГПА (ГТК-10, 8ГПА)

Таблица В.4

Пример определения показателей энергоэффективности КЦ-2 с газотурбинными ГПА (Коберра-182,7 ГПА)

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

Таблица Г.2

Расчет показателей системной энергоэффективности КС

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:

Q_кц - объем перекачиваемого газа КС (КЦ);

Р_1кц, Р_2кц - давление на входе и выходе из КЦ

Т_1кц - температура на входе в КЦ;

v_кц - коэффициент потерь давления в коммуникациях КЦ;

z_1кц - 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

Таблица Д.2

Расчет показателей энергоэффективности ГТС

Таблица Д.3

Показатели системной энергоэффективности КС

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) А_эттр, 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 D_в - относительная плотность газа по воздуху;

D - внутренний диаметр газопровода, мм;

Т_ср - средняя температура газа на участке, К;

z_ср - средний на участке коэффициент сжимаемости газа;

L - длина участка, км;

l - коэффициент гидравлического сопротивления;

Р_н, Р_к - 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, D_в, l, Т_ср, z_ср, L. Этому участку можно поставить в соответствие некоторый эквивалентный участок длиной L с параметрами q₀, D₀, Е₀, D_в0, Т_ср0, z_ср0, 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 Р_н, Р_к - 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; D_в0 = 0,6; Т_ср0 = 288 К; z_ср0 = 0,9; q₀ = 100 млн м³/сут; l₀ = 0,009.

При этом получим: с = 3,912×10^-2 при Р_н, Р_к 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

А_эттр = L_э×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 Р_вх; Р_вых - давление газа на входе и выходе ГТС;

Р_1кц, Р_2кц - давление газа на входе и выходе из КЦ;

Р_пр, P_отб - давление газа, поступаемого от других и отдаваемого другим газопроводам;

Q_вх, Q_вых - объемы газа, транспортируемые на входе и выходе ГТС;

 - объем газа, расходуемого на СТН компрессорного цеха;

Q_пр, Q_отб - 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

Библиография