СТО Газпром 2-3.5-113-2007

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

Общество с ограниченной ответственностью

"Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ"

Общество с ограниченной ответственностью

"Информационно-рекламный центр газовой промышленности"

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,

СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО "ГАЗПРОМ"

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ ОБЪЕКТОВ И СИСТЕМ

СТО Газпром 2-3.5-113-2007

ОКС 75.180.01

Дата введения - 2007-11-15

Предисловие

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

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

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

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает:

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

- порядок расчета показателей энергоэффективности технологических объектов магистрального транспорта газа;

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

Положения настоящего стандарта обязательны для применения:

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

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

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

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

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

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

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

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

ГОСТ 20440-75 Установки газотурбинные. Методы испытаний

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

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

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

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

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

3 Термины и определения

В настоящем стандарте использованы следующие термины с соответствующими определениями:

3.3 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