_____________ * Расчет по п. 1.2.1 проводится по методике, утвержденной в дочернем обществе. ** Потери газа в результате аварий представляют в актах, утвержденных в дочернем обществе установленным порядком. 7.3.2.4 При ≥ 0 проводится углубленный анализ причин превышения величины газа, расходуемого на ПТН над нормативным значением, в том числе по объектам ГТС. При этом используются показатели локальной энергоэффективности в соответствии с 9.2 данного стандарта. 7.3.2.5 При ≥ 0 необходимо провести углубленный анализ причин превышения фактических потерь газа по сравнению с нормативным значением, в том числе по объектам ГТС. Необходимо вычислить СКО расчета оценки ТП газа ГТС. Исходные данные и порядок оценки погрешности расчета технологических потерь газа балансовым методом представлены в приложении А. Используя результаты проведенных вычислений, необходимо сделать выводы о точности и достоверности коммерческого и технического учета газа. 7.3.3 Аналитический энергобаланс расхода электроэнергии на СТН ГТС.7.3.3.1 Уравнение энергобаланса расхода электроэнергии на СТН ГТС представлено суммой балансов расходов электроэнергии для всех ЛПУ, входящих в состав дочернего общества: , (27) где - количество электроэнергии, поступившей от i-й энергосети, тыс. кВт×ч; - количество электроэнергии, выработанной i-й ЭСН, тыс. кВт×ч; - расход электроэнергии на СТН i-й КС, тыс. кВт×ч; - расход электроэнергии на ПТН i-й ЛЧ, тыс. кВт×ч; - количество электроэнергии, отпущенной i-му потребителю на сторону, тыс. кВт×ч; - величина суммарных потерь электроэнергии в i-й ЛПУ, тыс. кВт×ч; R - количество ЛПУ. В таблице 7.2 представлена форма аналитического энергобаланса расхода электроэнергии на СТН ГТС за расчетный период. 7.3.3.2 Все составляющие энергобаланса расхода электроэнергии, за исключением потерь электроэнергии в ЛПУ, следует принимать на основании измерений с помощью СИ - счетчиков коммерческого учета и счетчиков технического учета электроэнергии. Потери электроэнергии в ЛПУ в электрических сетях, силовых трансформаторах и других элементах электрооборудования рассчитываются согласно Методике [5]. 7.3.3.3 Для анализа и обеспечения достоверности учета расхода электроэнергии необходимо рассчитать и сравнить значения фактического (НБф) и допустимого (НБд) небалансов в соответствии с Типовой инструкцией [9]. Таблица 7.2 Аналитический энергобаланс расхода электроэнергии на СТН ГТС за 200... г.
Значение фактического небаланса должно быть меньше или равно значению допустимого небаланса, т.е. НБф ≤ НБд. (28) Фактический небаланс (НБф) для каждого ЛПУ определяется по составляющим ежемесячного баланса электроэнергии и рассчитывается по формуле . (29) Значение допустимого небаланса рассчитывается по формуле , (30) где - суммарная относительная погрешность i-го СИ коммерческого учета поступившей электроэнергии, %; - суммарная относительная погрешность i-го СИ технического учета расходуемой электроэнергии, %; - коэффициент, равный доле поступившей электроэнергии через i-e СИ коммерческого учета электроэнергии; - коэффициент, равный доле расходуемой электроэнергии через i-e СИ технического учета электроэнергии. Коэффициенты dп, do рассчитываются по формуле , (31) , (32) где Wi - количество электроэнергии, учтенной i-м СИ за отчетный период; Wп, Wo - суммарное количество электроэнергии, соответственно поступившей и расходуемой за отчетный период. 7.3.3.4 Для анализа экономической эффективности расходования покупной электроэнергии используется информация о тарифах на электроэнергию по энергосистемам. 7.3.4 Аналитический энергобаланс расхода тепловой энергии в ПС.В таблице 7.3 представлена форма аналитического баланса потребления тепловой энергии в ГТС. Все составляющие энергобаланса тепловой энергии, за исключением потерь тепловой энергии в ЛПУ, следует принимать на основании измерений с помощью СИ - счетчиков технического учета тепла. Таблица 7.3 Аналитический энергобаланс расхода тепловой энергии ГТС за 200.., г., Гкал.
8 Этап инструментального обследования
|
Показатель |
Единица измерения |
Обозначение |
Характеристика |
Показатели системной энергоэффективности ГТС |
|||
1 Удельный расход газа на СТН ГТС |
м3/(млн м3×км) |
|
На единицу ТТР ГТС |
2 Удельный расход газа на СТН ГТС на единицу ЭТТР |
м3/(млн м3×км) |
|
На единицу ЭТТР ГТС |
3 Удельный расход ТЭР на СТН ГТС на единицу ЭТТР |
м3/(млн м3×км) |
|
На единицу ЭТТР ГТС |
4 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КС |
кг у.т./(млн м3×км) |
|
На единицу ЭТТР КС |
4.1 Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН КЦ |
м3/(млн м3×км) |
|
На единицу ЭТТР КЦ |
4.2 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН КЦ |
кВт×ч(млн м3×км) |
|
На единицу ЭТТР КЦ |
5 Показатель энергоэффективности линейного участка ГТС |
кг у.т./км |
Элу |
На единицу длины линейного участка |
Показатели локальной энергоэффективности ГТС |
|||
6 Удельный расход ТЭР КС |
кг у.т./кВт×ч |
|
На единицу политропной работы сжатия |
6.1 Удельный расход ТГ КЦ |
кг у.т./кВт×ч |
|
На единицу политропной работы сжатия |
6.2 Удельный расход газа на ПТН КЦ |
м3/кВт×ч |
|
На единицу политропной работы сжатия |
6.3 Удельные технологические потери газа КЦ |
м3/кВт×ч |
|
На единицу политропной работы сжатия |
6.4 Удельный расход электроэнергии на компримирование КЦ |
кВт×ч/кВт×ч |
|
На единицу политропной работы сжатия |
9.2 Расчет и анализ показателей системной энергоэффективности ГТС
9.2.1 Удельный расход природного газа на СТН ГТС , м3/(млн м3×км), вычисляется по формуле
, (38)
где - расход природного газа на СТН ГТС за расчетный период времени, тыс. м3;
- ТТР ГТС, млрд м3×км, вычисляемая по формуле
, (39)
Qi - объем газа, транспортируемого по i-му участку ГТС, млрд м3; данные ПДС;
Li - длина i-го линейного участка, км, данные ПДС;
F - количество линейных участков.
В таблице 9.2 приведены основные параметры, необходимые для расчета и анализа системного показателя энергоэффективности ГТС - удельного расхода газа на СТН ГТС.
Таблица 9.2
Показатель энергоэффективности ГТС
Показатель |
Размерность |
Формула, источник информации |
Значение показателя |
||||
I кв. |
II кв. |
III кв. |
IV кв. |
За год |
|||
ТТР ГТС |
млрд м3×км |
Формула (39) |
|
|
|
|
|
2 Объем газа, расходуемый на СТН ГТС |
тыс. м3 |
Формула (13) |
|
|
|
|
|
3 Удельный расход газа на СТН ГТС |
м3/(млн м3×км) |
Формула (38) |
|
|
|
|
|
4 Норма расхода газа на СТН ГТС |
м3/(млн м3×км) |
Доводится ОАО "Газпром" |
|
|
|
|
|
Производят расчет фактического удельного расхода газа на СТН ГТС (по кварталам и за год) и сравнивают его с соответствующими значениями нормы расхода газа на СТН ГТС.
9.2.2 Удельный расход газа на СТН ГТС на единицу ЭТТР , м3/(млн м3×км), за расчетный период времени вычисляется по формуле
, (40)
где - объем газа, расходуемого на СТН ГТС за расчетный период, тыс. м3;
- ЭТТР ГТС, млн м3×км, определяемая по формуле
= Авх - Авых + Апост – Аотб + - , (41)
Авых - ЭТТР газового потока, полученного в начале газопровода (от газодобывающего или газотранспортного предприятия), млн м3×км;
Авх - ЭТТР газового потока, отдаваемого следующему газопроводу, млн м3×км;
- ЭТТР, совершаемая КС, млн м3×км;
- ЭТТР, совершаемая газовым потоком, отдаваемым на СТН КЦ, млн м3×км;
Апост - ЭТТР газового потока, получаемого с путевыми поступлениями газа, млн м3×км;
Аотб - ЭТТР газового потока, отдаваемого с путевыми отборами газа (потребители, межсистемные перетоки), млн м3×км.
Составляющая Авх вычисляется по формуле
Авх = с××Qвх, (42)
где Рвх, Qвх - давление и величина объема поступления газа в начале газопровода, кгс/см2 и млн м3, измеряются;
с - константа для согласования размерностей, при измерении давления в кгс/см2, с=3,912×10-2.
Составляющую Авых вычисляют по формуле
Авых = с××Qвых, (43)
где Рвых, Qвых - давление и объем отбора газа в конце газопровода, кгс/см2 и млн м3.
Составляющая Апост вычисляется по формуле
Апост = с×, (44)
где I - количество притоков газа;
, - давление и объем притока газа в точке i-го путевого притока, кгс/см2 и млн м3.
Составляющая Аотб вычисляется по формуле
Аотб = с×, (45)
где J - количество отборов газа;
, - давление и объем отбора газа в точке j-го путевого отбора, кгс/см2 и млн м3.
Составляющая вычисляется по формуле
где - эквивалентная товаротранспортная работа i-го КЦ, вычисляется по формуле
с1 - константа для согласования размерностей, при измерении давления в кгс/см2 принимается равной 10,138;
z1кц - коэффициент сжимаемости газа по параметрам на входе в КЦ;
Т1кц - температура газа на входе в КЦ, К, измеряется;
vкц - коэффициент, учитывающий потери давления в обвязке КЦ, вычисляемый по формуле
, (48)
DР1кц, DР2кц - потери давления в технологических коммуникациях на входе и выходе КЦ, кгс/см2, измеряется;
Qкц - объем газа, транспортируемый КЦ за расчетный период времени, млн×м3, измеряется (или рассчитывается);
Р1кц, Р2кц - давление на входе и выходе нагнетателей КЦ, кгс/см2, измеряется. Коэффициент сжимаемости газа вычисляется согласно Методике [8] по формуле
z1кц = 1 - [(10,2×Р1кц - 6)×(0,345×10-2Dв - 0,446×10-3) + 0,015]×[1,3 - 0,0144 - (Т1кц - 283,2)]. (49)
Составляющая вычисляется по формуле
, (50)
где - давление газа на входе группы нагнетателей n-го КЦ, кгс/см2, измеряется;
- объем газа, расходуемый на СТН n-го КЦ, тыс. м3.
9.2.3 Удельный расход ТЭР на СТН ГТС на единицу ЭТТР , м3/(млн м3×км), за расчетный период времени вычисляется по формуле
где - суммарный расход ТЭР на СТН ГТС, т у.т., определяется по формуле (21).
9.2.4 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КС, кг у.т./(млн м3×км), вычисляется по формуле
где вычисляется по формуле (12).
9.2.5 Удельный показатель расхода газа на СТН КЦ , м3/(млн м3×км), вычисляется по формуле
, (53)
где - вычисляется по формуле (1).
9.2.6 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН КЦ , кВт×ч/(млн м3×км), вычисляется как для газотурбинных, так и для электроприводных КЦ по формуле
, (54)
где - вычисляется по формуле (2).
9.2.7 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КЦ , кг у.т./(млн м3×км), вычисляется по формуле
где - вычисляется по формуле (3).
9.2.8 Удельный показатель энергоэффективности линейного участка Элу, млн м3×км/км, вычисляется по формуле
где lлу - длина линейного участка, км;
- ЭТТР линейного участка, млн м3×км, вычисляемая по формуле
, (57)
Рн, Рк - давление в начале и конце линейного участка, кгс/см2;
Qлу - объем газа, транспортируемого по линейному участку, млн×м3.
9.2.9 Система нормативных показателей расхода ТЭР ГТС на выполнение ЭТТР включает следующую номенклатуру:
- норма расхода ТЭР КЦ;
- норма расхода ТЭР КС;
- норма энергоэффективности линейного участка.
Норма расхода ТЭР КЦ , кг у.т./(млн м3×км), вычисляется по формуле
где - нормативный расход ТЭР КЦ, т у.т.; исходные данные для расчета представляет ПДС газотранспортного предприятия на основе плана транспорта газа в соответствии с Методикой [8] и СТО Газпром 3.3-2-001;
- плановая ЭТТР КЦ, млн м3×км, рассчитывается по формуле (47); исходные данные для расчета представляет ПДС газотранспортного предприятия на основе плана транспорта газа.
Норма расхода ТЭР КС , кг у.т./(млн м3×км), вычисляется по формуле
где - нормативный расход ТЭР КС, т у.т., рассчитывается по формуле (13); исходные данные для расчета представляет ПДС дочернего общества на основе плана транспорта газа;
- плановая ЭТТР КС, млн м3×км, рассчитывается по формуле (46); исходные данные для расчета представляет ПДС дочернего общества на основе плана транспорта газа.
Норма эффективности линейного участка [Элу]н, млн м3×км/км, вычисляется по формуле
где - нормативная длина линейного участка, км;
- плановая ЭТТР линейного участка, млн м3×км, вычисляемая по формуле
, (61)
, - плановые величины давления в начале и конце линейного участка, кгс/см2;
- плановый объем газа, транспортируемого по линейному участку, млн м3.
Расчет плановых режимов проводят при следующих нормативных коэффициентах гидравлической эффективности:
Ен = 0,95 для линейных участков, имеющих очистные поршни;
Ен = 0,92 для прочих линейных участков.
9.2.10 Производят расчет фактических показателей энергоэффективности (таблицы 9.3, 9.4) и сравнивают их с расчетно-нормативными показателями.
9.2.11 Анализ системной энергоэффективности ГТС заключается в следующем:
- анализ энергоэффективности распределения газовых потоков по ГТС;
- анализ энергоэффективности распределения нагрузки между КС ГТС.
Таблица 9.3
Показатели системной энергоэффективности технологических объектов ГТС
Показатель энергоэффективности |
Размерность |
Обозна чение |
Источник, формула |
КС-1 |
КС-... |
||||
КЦ-1 |
КЦ-2 |
КЦ-... |
КЦ-1 |
КЦ-2 |
КЦ-... |
||||
1 Расход ТЭР КЦ |
т у.т. |
|
Формула (3) |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
2 Расход ТЭР КС |
т у.т. |
|
Формула (12) |
+ |
+ |
||||
3 ЭТГР КЦ |
млн м3×км |
|
Формула (47) |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
4 ЭТТР КС |
млн м3×км |
|
Формула (46) |
+ |
+ |
||||
5 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КЦ |
кг у.т./ (млн м3×км) |
|
Формула (55) |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
6 Норма расхода ТЭР КЦ |
кг у.т./ (млн м3×км) |
|
Формула (58) |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
7 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КС |
кг у.т./ (млн м3×км) |
|
Формула (52) |
+ |
+ |
||||
8 Норма расхода ТЭР КС |
кг у.т./ (млн м3×км) |
|
Формула (59) |
|
+ |
|
|
+ |
|
Таблица 9.4
Показатели энергетического вклада линейных участков ГТС
Показатель энергоэффективности |
Размерность |
Обозначение |
Источник, формула |
Величины |
||
ЛУ1-2 |
ЛУ2-3 |
... |
||||
1 Удельный показатель эффективности линейного участка |
млн м3×км/км |
Элу |
Формула (56) |
|
|
|
2 Норма эффективности линейного участка |
млн м3×км/км |
[Элу]н |
Формула (60) |
|
|
|
9.2.11.1 Анализ энергоэффективности распределения газовых потоков по ГТС.
Определяют производительность подсистем (газопроводов) на рассматриваемом режиме. Оценивают имеющийся запас производительности каждой подсистемы (газопровода) по отношению к предварительно рассчитанной их технически возможной производительности, соответствующей реальному состоянию линейной части и КС и условиям работы. Определяют показатель энергоэффективности каждой подсистемы (газопровода) по формуле (51).
Определяют возможность догрузки подсистем (газопроводов), имеющих пониженные значения показателя энергоэффективности, за счет организации перетоков газа из менее экономичных подсистем (газопровода) в более экономичные. Формируют варианты загрузки, в т.ч.:
- вариант возможной дозагрузки подсистемы (газопровода) без проведения мероприятий по повышению технически возможной производительности подгружаемой подсистемы (газопровода);
- вариант дозагрузки с проведением специальных мероприятий по ликвидации "энергетических узких мест", ограничивающих технически возможную производительность подгружаемой подсистемы (ввод мощностей КС, реконструкция КС и линейных участков) с пониженным разрешенным давлением и т.п.
Проводят гидравлический расчет ГТС по указанным двум вариантам догрузки и определяют соответствующие возможности по снижению суммарных энергозатрат и повышению показателя энергоэффективности ГТС.
9.2.11.2 Анализ энергоэффективности распределения нагрузки между КС ГТС
Рассматривают возможность перераспределения нагрузки в цепочке КС с целью:
- повысить загрузку более энергоэффективных КС за счет разгрузки менее энергоэффективных;
- повысить выходные давления КС на "энергетических узких местах". Выполняют гидравлические расчеты режимов ГТС с учетом указанных мероприятий,
определяют соответствующие показатели энергоэффективности и тем самым определяют резервы улучшения показателей энергоэффективности газопроводов за счет оптимизации распределения нагрузки между КС.
Формируют варианты по ликвидации "энергетических узких мест", т.е. предлагают технические мероприятия, позволяющие реально увеличить выходные давления КС за "энергетическими узкими местами".
Выполняют гидравлические расчеты газопроводов с учетом упомянутых технических мероприятий, определяют соответствующие суммарные энергозатраты по подсистемам (газопроводам) и тем самым определяют резервы повышения показателей энергоэффективности газопроводов за счет ликвидации "энергетических узких мест".
Пример расчета и анализа показателей энергоэффективности ГТС приведен в приложении В.
9.3 Расчет и анализ показателей локальной энергоэффективности ГТС
9.3.1 Удельный расход ТГ КЦ , кг у.т./кВт×ч, вычисляется по формуле
где - объем ТГ КЦ, расходуемого за расчетный период времени, тыс. м3, измеряется;
- объемная низшая теплота сгорания газа, ккал/м3;
Lкц - политропная работа сжатия КЦ за расчетный период времени, кВт×ч, вычисляемая согласно [8] по формуле
Lкц = 320,25z1кцТ1кцQкц(-1), (63)
z1кц - коэффициент сжимаемости газа по параметрам на входе в КЦ, вычисляемый по формуле (48);
Т1кц - температура газа на входе в цех, К, измеряется;
Qкц - объем газа, транспортируемого КЦ за расчетный период времени, млн м3; измеряется (или используется расчетные данные ПДС дочернего общества);
eкц - степень повышения давления газа в КЦ, вычисляемая по формуле
, (64)
Р1кц, Р2кц - давление на входе и выходе нагнетателей КЦ, МПа, измеряется.
9.3.2 Удельный расход природного газа на ПТН КЦ , м3/кВт×ч, вычисляется как для газотурбинных, так и для электроприводных КЦ по формуле
, (65)
где t - календарное время работы КЦ, ч;
- установленная мощность КЦ, тыс. кВт, вычисляемая по формуле
, (66)
- номинальная мощность j-го ГПА, тыс. кВт×ч, приведена в таблице Г.2 (приложение Г);
пj - количество ГПА в КЦ j-го типа.
9.3.3 Цельные технологические потери природного газа в КЦ , м3/кВт×ч, вычисляются как для газотурбинных, так и для электроприводных КЦ по формуле
. (67)
9.3.4 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа КЦ , кВт×ч/кВт×ч, вычисляется по формуле
9.3.5 Удельный расход ТЭРКЦ , кг у.т./кВт×ч, вычисляется по формуле
. (69)
9.3.6 Удельный расход ТЭР на СГН КС , кг у.т./кВт×ч, вычисляется по формуле
. (70)
где Lкс - политропная работа сжатия КС, определяемая по формуле
, (71)
S - количество цехов на КС.
Определение показателей локальной энергоэффективности КЦ, КС проводят на основе данных, полученных при инструментальном обследовании. На этом этапе проводят измерения основных параметров, представленных в таблице 9.5. В качестве контрольного среднесуточного режима используется установившийся и стабильный во времени режим работы КЦ как по параметрам ГПА, так и по параметрам технологического газа.
Таблица 9.5
Исходные данные для расчета показателей локальной энергоэффективности КЦ
Исходные данные |
Обозначение |
Размерность |
Источник информации |
1 Тип нагнетателя |
|
|
Данные отдела КС |
2 Тип агрегата |
|
|
Данные отдела КС |
3 Количество установленных ГПА |
nуст |
ед. |
Данные отдела КС |
4 Количество работающих ГПА |
nр |
ед. |
Данные отдела КС |
5 Количество агрегатов, эксплуатирующихся с котлами-утилизаторами |
nу |
ед. |
Данные отдела КС |
6 Относительная плотность газа по воздуху |
Dв |
- |
Данные химлаборатории |
7 Фактический расход ТГ КЦ |
|
млн м3/сут |
Измерения |
8 Давление на входе КЦ |
Р1кц |
МПа |
Измерения |
9 Давление на выходе КЦ |
Р2кц |
МПа |
Измерения |
10 Степень повышения давления газа в КЦ |
eкц |
- |
Формула (64) |
11 Коэффициент сжимаемости газа на входе в КЦ |
z1кц |
- |
Формула (48) |
12 Температура на входе в КЦ |
Т1кц |
К |
Измерения |
13 Температура на выходе из КЦ |
Т2кц |
К |
Измерения |
14 Плотность природного газа в стандартных условиях |
r0 |
кг/м3 |
Данные химлаборатории |
15 Низшая теплота сгорания ТГ при 20 °С и 1,013 МПа |
|
ккал/м3 |
Данные химлаборатории |
16 Расход газа, перекачиваемого КЦ |
qкц |
млн м3/сут |
Измерения (данные ПДС) |
17 Политропная работа сжатия КЦ |
Lкц |
кВт×ч |
Формула (63) |
18 Расход электроэнергии на СТН, в т.ч. |
|
тыс. кВт×ч |
п. 18.1 + п. 18.2 |
18.1 на компримирование |
|
тыс. кВт×ч |
Измерения |
18.2 на ПТН |
|
тыс. кВт×ч |
Измерения |
Для анализа эффективности расхода ТЭР КЦ рассчитываются нормативные показатели, приведенные в таблице 9.6.
Таблица 9.6
Нормативные показатели энергоэффективности КЦ
Нормативный показатель |
Обозначение |
Размерность |
Источник информации |
1 Номинальная мощность ГПА |
|
кВт |
Табл. Г.2 (прилож. Г) |
2 Индивидуальная норма расхода ТГ |
|
кг у.т./кВт×ч |
Табл. Г.3 (прилож. Г) |
3 Норма расхода ТГ КЦ |
|
кг у.т./кВт×ч |
Расчет согласно [8] |
4 Нормативный расход ТГ КЦ |
|
млнм3 |
Расчет согласно [8] |
5 Индивидуальная норма расхода электроэнергии на компримирование |
|
кВт×ч/кВт×ч |
Табл. Г.4 (прилож. Г) |
6 Норма расхода электроэнергии ЭГПА на компримирование |
|
кВт×ч/кВт×ч |
Расчет согласно СТО Газпром 3.3-2-001 |
7 Нормативный расход электроэнергии на СТН КЦ |
|
тыс. кВт×ч |
Расчет согласно СТО Газпром 3.3-2-001 |
9.3.7 Оценка эффективности использования ТЭР КЦ
9.3.7.1 Оценка эффективности использования ТГ производится в целом по КЦ посредством проведения измерений параметров работы и сравнением фактического удельного расхода ТГ с нормой расхода ТГ. По данным замеров производится расчет фактического удельного расхода ТГ КЦ.
Определяется отклонение фактического расхода ТГ КЦ от нормативного. В случае превышения фактического расхода ТГ над нормативным более чем на 5% производятся дальнейшие испытания и анализ эффективности работы основных элементов ГПА.
При анализе причин превышения фактического расхода ТГ над нормативным оценивается:
- влияние технического состояния привода, ЦБН и ГПА в целом с оценкой их показателей энергоэффективности и коэффициентов технического состояния по КПД и мощности;
- эффективность режимов компримирования (выбор состава работающих в КЦ ГПА, схемы их включения, распределения нагрузки между ГПА, соответствие СПЧ ЦБН режимам компримирования, оптимальность режимов байпасирования газа).
9.3.7.2 Кроме того, необходимо оценить:
- потери давления в технологических коммуникациях КЦ, технологических аппаратах (пылеуловители и АВО газа), на запорной арматуре с оценкой их соответствия расчетным значениям;
- увеличение расхода природного газа и электроэнергии на компримирование при наличии рециркуляции газа из-за негерметичности запорной арматуры на рециркуляционных контурах.
Величина перерасхода ТГ КЦ при наличии рециркуляции газа через неплотную запорную арматуру на рециркуляционных контурах вычисляется по формуле
, (72)
где kрец - коэффициент, учитывающий рециркуляцию газа в технологической обвязке КЦ, вычисляемый по формуле
, (73)
- величина рециркуляции газа в j-м рециркуляционном контуре технологической обвязки КЦ, тыс. м3/ч, измеряется.
Величина перерасхода ТГ КЦ из-за потерь давления в технологических коммуникациях КЦ вычисляется по формуле
, (74)
где kс – коэффициент, учитывающий влияние гидравлических сопротивлений обвязки КЦ, вычисляемый по формуле
, (75)
где kад.сж. - коэффициент адиабатического сжатия, kад.сж.= 0,22 ¸0,25;
- относительная величина потери давления газа в i коммуникации КЦ;
eкц - степень повышения давления газа в КЦ.
Величина kс рассчитывается с помощью таблицы 9.7, в которой представлены коэффициенты влияния гидравлических сопротивлений коммуникаций цеха в зависимости от степени сжатия.
Таблица 9.7
Коэффициенты влияния гидравлических сопротивлений коммуникаций цеха в зависимости от степени сжатия
eкц |
1,1 |
1,2 |
1,3 |
1,4 |
1,5 |
1,6 |
|
10,0 |
5,7 |
3,9 |
3,1 |
2,6 |
2,3 |
Пример расчета и анализа показателей энергетической эффективности КЦ приведен в приложении Д.
9.3.7.3 Аналогично производится оценка эффективности использования электроэнергии КЦ (пункты 4, 5 таблицы 9.8).
Таблица 9.8
Расчет показателей энергоэффективности КЦ
Показатель |
Обозначение |
Размерность |
Источник информации |
1 Фактический удельный расход ТГ КЦ |
|
кг у.т./кВт×ч |
Формула (62) |
2 Отклонение фактического расхода ТГ КЦ от нормативного значения |
|
% |
|
3 Удельный расход электроэнергии ЭГПА на компримирование |
|
кВт×ч/кВт×ч |
Формула (68) |
4 Отклонение фактического расхода электроэнергии ЭГПА на компримирование от нормативного значения |
|
% |
|
5 Отклонение фактического расхода электроэнергии на СТН от нормативного значения |
|
% |
|
Инструментальные измерения в КС включают измерения фактических параметров: расхода ТГ КЦ, расхода перекачиваемого газа КЦ, расхода электроэнергии на компримирование и на ПТН КЦ, расхода газа котельной, расхода газа ЭСН имеющимися штатными СИ (раздел 8).
Измерения технологических потерь газа КЦ проводят на основе Методики [4].
9.3.8 Оценка показателей локальной энергоэффективности КС.
Для анализа эффективности фактических показателей энергоэффективности КС рассчитывают нормативные показатели в соответствии с таблицей 9.9. Оценку эффективности использования ТЭР производят в целом по КС посредством проведения измерений и сравнения фактического расхода ТЭР КС с нормативными значениями расхода ТЭР.
Таблица 9.9
Нормативные показатели энергоэффективности КС
Нормативный показатель |
Обозначение |
Размерность |
Источник информации |
1 Нормативное значение расхода газа на СТН КС |
|
тыс. м3 |
Расчет согласно [8] |
2 Нормативное значение расхода электроэнергии на СТН КС |
|
тыс. кВт×ч |
Расчет согласно СТО Газпром 3.3-2-001 |
9.4 Разработка энергосберегающих мероприятий
9.4.1 Одной из задач энергоаудита является разработка энергосберегающих мероприятий как на текущий период времени, так и на перспективу. В каждом ГТП существует Программа энергосбережения, разработанная на определенный период времени. Поэтому выводы энергоаудита по предлагаемым энергосберегающим мероприятиям должны дополнять или конкретизировать данную Программу или быть положены в основу вновь разрабатываемой Программы. Согласно Положению [1] на этом этапе необходимо провести:
- разработку организационно-технических мероприятий по повышению эффективности использования ТЭР, определение перечня работ, необходимых для реализации конкретных энергосберегающих мероприятий;
- определение экономии топлива и всех видов энергоносителей, достигаемой при реализации предложенных мероприятий, проведение оценки других факторов, влияющих на экономическую эффективность мероприятия (уровень надежности, численность эксплуатационного персонала и т.д.);
- определение затрат и возможных сроков реализации мероприятий;
- расчет экономической эффективности предлагаемых мероприятий с ранжированием их по срокам окупаемости.
9.4.2 Основной принцип, заложенный при формировании программы технологических энергосберегающих мероприятий, - первоочередная реализация мероприятий с минимальными затратами, которые дают максимальный энергосберегающий эффект.
Форма представления энергосберегающих мероприятий приведена в таблице Е.1 (приложение Е). В ней они располагаются по видам затрат ТЭР:
- на технологические нужды основного производства;
- на технологические нужды вспомогательного производства:
- на технологические потери.
Все мероприятия должны быть ранжированы по категориям окупаемости: беззатратные, малозатратные, затратные.
Беззатратные - мероприятия, проводимые дочерними обществами по внедрению энергоэкономичных технологических режимов, соблюдению режима экономии и осуществляемые в порядке текущей деятельности предприятия.
Малозатратные - мероприятия со сроком окупаемости до 3 лет. Финансирование их может быть осуществлено за счет средств самого ГТП.
Затратные - мероприятия со сроком окупаемости до 6 лет. Финансирование этих мероприятий требует централизованного финансирования ОАО "Газпром" или инвестиций сторонних организаций.
Анализ окупаемости затрат на реализацию энергосбережения должен проводиться с учетом цен на энергоносители: на сэкономленный газ - по цене газа на СТН; на электроэнергию - по средней цене приведенного (двухставочнрго) тарифа; на тепловую энергию - по цене тарифа покупной тепловой энергии.
9.4.3 При выборе и обосновании энергосберегающих мероприятий следует ориентироваться на приоритетные направления энергосбережения, приведенные в таблице Е.2 (приложение Е):
- оптимизация технологических режимов транспорта газа;
- замена и модернизация ГПА;
- капитальный ремонт линейных участков с пониженным разрешенным давлением;
- поддержание КПД ГПА за счет их ремонта;
- совершенствование технологических операций (сокращение количества пусков-остановок ГПА, переход на остановку ГПА без стравливания, внедрение экономических схем продувки пылеуловителей, врезка отводов газа под давлением, снижение гидравлического сопротивления линейных участков до нормативного уровня за счет их очистки и т.д.);
- устранение утечек и перетечек газа в коммуникациях, КС и на ЛЧ магистральных газопроводов.
Приоритетные направления энергосбережения по экономии электроэнергии приведены в таблице Е.3 (приложение Е):
- оптимизация режимов работы оборудования;
- замена и модернизация оборудования;
- улучшение техсостояния оборудования при ремонте;
- внедрение АСКУЭ и усовершенствованных приборов учета электроэнергии;
- внедрение рациональных схем освещения, отопления и вентиляции. Приоритетные направления энергосбережения по экономии тепловой энергии приведены в таблице Е.4 (приложение Е):
- режимно-наладочные работы на системах теплоснабжения;
- оптимизация функционирования приточно-вытяжной вентиляции;
- мероприятия, связанные с модернизацией основного технологического оборудования (реконструкция котельных, замена горелочных устройств);
- мероприятия, связанные с внедрением приборов учета, автоматизацией коммерческого учета в тепло- и водопотреблении;
- мероприятия, связанные с дооснащением котельных приборами учета газа.
9.4.4 Существует ряд общих рекомендаций по энергосбережению в ГТП и ряд конкретных рекомендаций, относящихся к отдельным направлениям энергосбережения.
При оценке экономической эффективности энергосбережения необходимо определить следующие показатели:
- капитальные затраты, тыс. руб.;
- количество сэкономленного природного газа, электроэнергии, тепловой энергии, тыс. м3, тыс. кВт×ч, Гкал;
- стоимостный эффект энергосбережения, тыс. руб.;
- срок окупаемости мероприятия, лет;
- экономическую эффективность мероприятия.
Капитальные затраты включают: проект, стоимость оборудования, стоимость материалов, монтаж и наладку, налоги и др. статьи.
Энергосберегающий эффект определяется как разница в потреблении ТЭР (газа, электроэнергии, тепловой энергии) объектами ГТС, возникающая при внедрении энергосберегающего мероприятия по сравнению с базовым вариантом.
Расчет энергосберегающего эффекта для транспорта газа представлен в Инструктивных материалах [14].
Стоимостные эффекты экономии природного газа, электроэнергии и тепловой энергии Sг, Sээ, Sтэ, тыс.×руб., вычисляются по формулам:
Sг = Цг×DVSпг, (76)
Sээ = Цээ×DVSээ, (77)
Sтэ = Цтэ×DVSтэ. (78)
где Цг, Цээ, Цтэ - цены на газ, электроэнергию, тепловую энергию; руб./тыс. м3, руб./кВт×ч, руб./Гкал;
DVSпг, DVSээ, DVSтэ - суммарные величины сэкономленного природного газа, электроэнергии, тепловой энергии; тыс. ×м3; тыс. кВт×ч; Гкал.
Срок окупаемости мероприятия - время, необходимое, чтобы капиталовложения окупились.
Оценка экономической эффективности энергосбережения должна быть проведена в соответствии с Временными методическими указаниями [15]. В качестве показателей экономической эффективности предлагаемых энергосберегающих мероприятий используется накопленный чистый дисконтированный доход, внутренняя норма доходности, срок окупаемости (с учетом дисконтирования). Пример технико-экономической оценки энергосберегающих мероприятий приведен в таблицах Е.4, Е.5 (приложение Е).
10 Этап согласований и подготовки отчетной документации
На данном этапе производится оформление, согласование отчетной документации и ее сдача в установленном договором порядке согласно Положению [1].
По результатам энергоаудита (энергетического обследования) оформляются следующие документы (на бумажных и электронных носителях в PDF формате):
- отчет о выполненном энергоаудите (энергетическом обследовании);
- энергетический паспорт потребителя ТЭР дочернего общества (или вносятся изменения в существующий паспорт).
Дочернее общество (организация) ОАО "Газпром" изучает, делает замечания и визирует отчетную документацию, а также согласовывает перечень мероприятий по повышению эффективности использования ТЭР.
Энергетический паспорт потребителя ТЭР согласовывается Департаментом ТЭК Минпромэнерго России на основании соответствующего экспертного заключения Совета энергоаудиторских фирм нефтяной и газовой промышленности.
Отчет по энергоаудиту ГТС должен содержать описательную и аналитическую части.
Отчет должен быть кратким и конкретным, все расчеты и материалы обследования следует выносить в приложения. Основные числовые данные надо представлять в виде таблиц и диаграмм. В описательной части представляется информация об объекте энергоаудита (энергетического обследования), имеющая отношение к вопросам энергоиспользования.
В аналитической части приводят расчет показателей энергоэффективности КЦ, КС, ГТС; анализ эффективности расходования ТЭР; энергосберегающие мероприятия.
Требования, предъявляемые к оформлению результатов энергоаудита, представлены в таблице 10.1.
Основные формы энергетического паспорта представлены в документе "Энергетический паспорт ..." [16]. Для показателей энергетической эффективности ГТС разработана форма X энергетического паспорта "Показатели энергоэффективности ГТС", приведенная в приложении Ж.
Таблица 10.1
Требования к оформлению результатов энергоаудита
Требование, предъявляемое к результатам энергоаудита |
Источник информации |
Выходной результат |
Составление топливно-энергетических балансов ГТС. Обобщение результатов анализа использования ТЭР по группам оборудования, технологическим процессам, видам топлива и энергоносителей |
Топливно-энергетические балансы: - природный газ; - электроэнергия; - тепловая энергия |
|
Расчет фактических показателей энергоэффективности и разработка мероприятий, направленных на повышение эффективности использования ТЭР по каждому показателю |
Показатели энергоэффективности КЦ, КС, ГТС |
|
Анализ собранной информации и результатов обработки инструментального обследования. Анализ причин несоответствия фактических и нормативных значений показателей энергоэффективности |
Анализ эффективности расходования ТЭР КЦ, КС, ГТС |
|
Разработка организационно-технических мероприятий по повышению эффективности использования ТЭР, определение перечня работ, необходимых для реализации конкретных энергосберегающих мероприятий. Количественная оценка факторов, влияющих на экономическую эффективность мероприятий. Оценка стоимости предложенных энергосберегающих мероприятий и их ранжирование по экономической эффективности |
Энергосберегающие мероприятия |
|
Составление энергетического паспорта (или внесение корректировки в существующий энергетический паспорт) |
Приложение Ж [16] |
Энергетический паспорт |
Приложение
А
(обязательное)
Оценка погрешности расчета величины технологических потерь газа газотранспортной системы
А.1 Уравнение баланса газа газотранспортной системы
Уравнение баланса газа ГТС с транзитно-распределительным характером транспорта газа имеет вид
Qвх – Qпотр - - Qз.г.с. - Qвых – Qав = 0, (А.1)
где Qвх - объем газа, поступивший в ГТС;
Qпотр - объем газа, переданный потребителям через ГРС;
- объем газа, расходуемый на СТН ГТС;
Qз.г.с. - запас газа в системе за расчетный период;
Qвых - объем газа, переданного другим ГТП или на экспорт;
Qав - потери газа при авариях.
Объем газа, расходуемого на СТН ГТС , вычисляют по формуле
, (А.2)
где - топливный газ, расходуемый ГТС;
- расходуемый на ПТН ГТС;
- технологические потери газа ГТС.
Для расчета баланса используют данные измерений на ГИС, ГРС, ГРП и некоторые расчетные величины: изменение объема газа в системе за расчетный период, расход газа на ПТН (кроме топливного газа). ТП газа рассчитывают балансовым способом в соответствии с Инструкцией [6].
Формула для расчета технологических потерь газа ГТС балансовым методом имеет вид
, (А.3)
где - расчетная величина технологических потерь газа;
, , , - данные измерений;
, , - расчетные данные.
Входящие в уравнение (А.3) величины либо измеряются, либо рассчитываются. Представим эти величины в виде
, (А.4)
, (А.5)
где Qi, Qj - истинные значения измеряемых и рассчитываемых параметров;
, - погрешности измерений и расчета параметров.
Анализируя уравнение (А.3), следует отметить, что основными источниками ошибок определения технологических потерь газа балансовым методом являются:
- погрешности расходомерной техники;
- методические погрешности расчета расхода газа на ПТН;
- методические погрешности определения изменения объема запаса газа в системе за расчетный период;
- методические погрешности расчета газа, теряемого при авариях.
Для дальнейшего анализа ошибок ТП газа ГТС балансовым методом принимаются:
- случайные величины , не имеют корреляционной связи и считаются независимыми друг от друга;
- закон распределения случайных составляющих погрешностей - нормальный (закон Гаусса);
- математические ожидания случайных величин = = 0.
- математическое ожидание = 0.
А.2 Инструментальные погрешности измерений
При выполнении условий ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2, ГОСТ 8.563.3 погрешность измерений считают случайной. Оценку погрешности результата измерений производят по классу точности СИ, который определяет интервал, в котором с вероятностью 0,95 лежит истинное значение измеряемого параметра.
Дисперсия оценки погрешности i-го результата измерений определяется классом точности СИ (расходомерного оборудования) и рассчитывается следующим образом.
По классу точности СИ 95%-ный доверительный интервал вычисляется по формуле
, (А.6)
где и - измеренное и истинное значения объема расходуемого газа;
d0i - класс точности i-го СИ.
Так как , поэтому СКО оценки погрешности i-го результата измерений будет равно
. (А.7)
А.3 Методические погрешности расчета
Методическими погрешностями при расчете ошибок оценки ТП газа ГТС балансовым методом пренебрегают.
А.4 Вычисление среднеквадратичной погрешности оценки технологических потерь газа ГТС
СКО расчета оценки ТП газа ГГС вычисляют по формуле
. (A.8)
С учетом формулы (А.7) получим
. (А.9)
Точность определения ТП газа ГТС характеризуется доверительным интервалом ее случайной составляющей:
d = ±2,58×s(eтп). (А.10)
По формуле А.7 вычисляют СКО ошибки результата измерения объема газа, полученного или переданного от другого дочернего общества (организации), (таблица А.1).
Таблица А.1
Исходная информация по точности полученного (переданного) газа соседним дочерним обществам (организациям)
Название объекта ГТС |
Класс точности расходомера, % |
Объем переданного (полученного) газа, млн м3 |
СКО , млн м3 |
Вход (КС1) |
+ |
+ |
+ |
Вход (КС...) |
+ |
+ |
+ |
Выход (КС…) |
+ |
+ |
+ |
Итого |
|
|
+ |
Вычисляют СКО результата измерений объемов газа, переданного потребителям через ГРС, по формуле А.7 (таблица А.2).
Вычисляют СКО результата измерений топливного газа КС по формуле А.7 (таблица А.3).
Таблица А.2
Исходная информация по точности измерения расхода газа на ГРС
Название (№) ГРС |
Класс точности расходомера, % |
Объем газа, переданного потребителям, млн м3 |
СКО , млн м3 |
ГРС № 1 |
+ |
+ |
+ |
ГРС № 2 |
+ |
+ |
+ |
..... |
+ |
+ |
+ |
Итого |
|
|
+ |
Таблица А.3
Исходная информация по точности измерения расхода топливного газа
Название КС |
Класс точности СИ, % |
Топливный газ, млн м3 |
СКО , млн м3 |
КС № 1 |
|
|
+ |
- КЦ 1 |
+ |
+ |
+ |
- КЦ 2 |
+ |
+ |
+ |
… |
+ |
+ |
+ |
КС № 2 |
|
|
+ |
- КЦ 1 |
+ |
+ |
+ |
- КЦ 2 |
+ |
+ |
+ |
… |
|
|
|
KC S |
|
|
+ |
- КЦ 1 |
+ |
+ |
+ |
- КЦ 2 |
+ |
+ |
+ |
… |
|
|
+ |
Итого |
|
|
+ |
Вычисляют СКО оценки величины ТП газа - и доверительный интервал (таблица А.4).
Таблица А.4
Расчет СКО оценки расчета технологических потерь газа ГТС, млн м3
Погрешности |
СКО млн м3 |
s(eтп), млн м3 |
d, млн м3 |
1 Погрешность результата измерений полученного (переданного) газа |
+ |
- |
- |
2 Погрешность результата измерений расхода топливного газа |
+ |
- |
- |
3 Погрешность результата измерений расхода газа на ГРС |
+ |
- |
- |
4 Погрешность расчета объема технологических потерь газа ГТС |
+ |
+ |
+ |
С учетом результатов вычислений, представленных в таблице А.4, оценка величины технологических потерь газа ГТС, вычисленная балансовым методом, характеризуется СКО:
. (А.11)
Точность расчета оценки ТП газа ГТС характеризуется доверительным интервалом ее случайной составляющей:
d = ±2,58×s(eтп). (А.12)
Приложение Б
(рекомендуемое)
Основные характеристики приборов для измерения технологических параметров компрессорного цеха
Таблица Б.1
Измеряемые технологические параметры компрессорного цеха
Измеряемая величина |
Наименование датчика |
Примечание |
|||
Точка измерения и наименование параметра |
Единица измерения |
Диапазон измерения |
Класс точности, погрешность измерения, цена деления |
||
1 Узел подключения |
|||||
На входе в КЦ |
На каждом шлейфе перед байпасом КЦ |
||||
1.1 Температура технологического газа |
°С |
от -20 до +50 |
Кл. 0,5 |
Термодатчик Термокарман |
Термометр лабораторный |
1.2 Давление технологического газа (избыточное) |
МПа |
от 0 до 5,9 |
Кл. 0,4 |
Датчик давления. Манометр образцовый |
Местное измерение |
На выходе из КЦ |
На каждом шлейфе после байпаса КЦ |
||||
1.3 Температура технологического газа |
°С |
от -20 до +100 |
Кл. 0,5 |
Термодатчик Термокарман |
Местное измерение |
1.4 Давление технологического газа (избыточное) |
МПа |
от 0 до 7,5 |
Кл. 0,4 |
Датчик давления. Манометр образцовый |
|
2 Газоперекачивающие агрегаты |
|||||
2.1 Нагнетатель |
|||||
2.1.1 Температура технологического газа на входе в нагнетатель |
°С |
от -20 до +50 |
0,2 |
Термодатчик Термокарман |
Термометр лабораторный |
2.1.2 Давление технологического газа на входе в нагнетатель (избыточное) |
МПа |
от 0 до 5,9 |
Кл. 0,4 |
Датчик давления. Манометр образцовый |
Местное измерение |
2.1.3 Перепад давления на входном устройстве (конфузоре) |
МПа |
от 0 до 0,1 |
Кл. 0,005 |
Дифференциальный датчик |
|
2.1.4 Давление технологического газа на выходе из нагнетателя (избыточное) |
МПа |
от 0 до 7,5 |
Кл. 0,4 |
Датчик давления. Манометр образцовый |
Местное измерение |
2.1.5 Температура технологического газа на выходе из нагнетателя |
°С |
от -20 до +100 |
0,2 |
Термодатчик Термокарман |
Термометр лабораторный |
2.1.6 Частота вращения ротора нагнетателя |
об/мин |
от 0 до 10000 |
20 |
Частотомер |
САУ агрегата |
2.2 Газотурбинная установка ГТУ |
|||||
2.2.1 Температура воздуха на входе ГТУ |
°С |
от -30 до +50 |
0,5 |
Термодатчик Термометр лабораторный |
САУ агрегата Местное измерение |
2.2.2 Температура газа за силовой турбиной |
°С |
от 0 до 1000 |
0,5 |
Термопара со вторичным прибором |
САУ агрегата |
2.2.3 Частота вращения роторов КНД и КВД |
об/мин |
от 0 до 10000 |
20 |
Частотомеры |
САУ агрегата |
2.2.4 Давление воздуха за компрессором ГТУ (избыточное) |
МПа |
от 0 до 2,5 |
Кл. 0,4 |
Датчик давления. Манометр образцовый |
Местное измерение |
2.3 Топливный газ |
|||||
2.3.1 Давление топливного газа (избыточное) |
МПа |
от 0 до 4,0 |
Кл. 0,4 |
Датчик давления. Манометр образцовый |
Местное измерение |
2.3.2 Температура топливного газа |
°С |
от 0 до 50 |
0,5 |
Термодатчик Термокарман |
Термометр лабораторный |
2.3.3 Перепад давления на расходомерном устройстве |
МПа |
от 0 до 0,1 |
0,5% |
Датчик перепада давлений |
|
3 Атмосферный воздух |
|||||
3.1 Температура атмосферного воздуха |
°С |
от -50 до +50 вкл. |
0,5 |
Термодатчик Термометр лабораторный |
САУ агрегата Местное измерение |
3.2 Барометрическое давление |
МПа |
от 0,00 до 0,11 |
Кл. 0,002 |
Барометр-анероид |
Метеостанция |
Таблица Б.2
Коэффициенты расхода конфузоров нагнетателей
Тип компрессора |
Тип ГПА |
Коэффициент расхода А, м2,5/мин |
Примечание |
280-11-1(2) |
ГТ-700-5 |
18,55 |
Данные ЦКТИ |
260-12-1 260-13-2 |
ГГК-5 |
24,68 |
Данные ЦКТИ |
370-17-1 370-15-1 370-14-1 |
ГТ-750-6 Дон |
24,68 |
Данные ЦКТИ |
370-16-1 |
ГТ-750-6 |
34,00 |
Данные ЦКТИ |
370-18-1(2) |
ГТК-10 ГПУ-10 |
33,35 |
Данные ВНИИГАЗа |
520-12-1 |
ГТК-10 |
34,93 |
Данные ЦКТИ |
235-21-1(3) |
СТД-12,5 |
62,00 |
Данные НЗЛ |
650-22 |
ГТН-25 |
60,20 |
Данные ЦКТИ |
650-22-2 |
ГТН-25 |
72,30 |
Данные ЦКТИ |
Н-300-1,23 |
ГТ-6-750 |
27,39 |
Данные ТМЗ |
Н-6-56 |
ГТН-6 |
24,95 |
Данные ТМЗ |
Н-16-75 |
ГТН-16 |
27,12 |
Данные ТМЗ |
2Н-25-76-1,44 |
ГТН-25-1 |
62,47 |
Данные ТМЗ |
НЦ-6,3/56М НЦ-6,3/76-2,2 |
ГПА-Ц-6,3/56М ГПА-Ц-6,3/76-2,2 |
30,64 |
Данные СМНПО |
НЦ-6,3/125-2,2 |
ГПА-Ц-6,3 |
17,53 |
Данные СМНПО |
НЦ-5-16С/45-1/7 |
ГПА-Ц-5-16С/45-1,7 |
83,16 |
Данные СМНПО |
НЦ-16/76-1,44 НЦ-16/76-1,5 НЦ-16/76-1,25 НЦ-16/76-1,7 (2-ступ.) НЦ-16С/76-1,44 НЦ-16С/76-1,5 НЦ-16/56-1,44 НЦ-16/41-1,45 НЦ-16С/85-1,5 НЦ-16/100-1,44 НЦ-16/100-1,7 НЦ-16/125-1,7 НЦ-12/56-1,44 |
ГПА-Ц-16/76-1,44 ГПА-Ц-16/76-1,5 ГПА-Ц-16/76-1,25 ГДА-Ц-16/76-1,7 (2-ступ.) ГПА-Ц-16С/76-1,44 ГПА-Ц-16С/76-1,5 ГПА-Ц-16/56-1,44 ГПА-Ц-16/41-1,45 ГПА-Ц-16С/85-1,5 ГПА-Ц-16/100-1,44 ГПА-Ц-16/100-1,7 ГПА-Ц-16/125-1,7 ГПА-Ц-12/56-1,44 |
43,95 |
Данные СМНПО |
НЦ-16/21-2,2 НЦ-16/41-2,2 НЦ-16/56-1,7 НЦ-16/76-1,7 (3-ступ. в корпусе 16/76-2,2) НЦ-16/76-2,2 |
ГПА-Ц-16/21-2,2 ГПА-Ц-16/41-2,2 ГПА-Ц-16/56-1,7 ГПА-Ц-16/76-1,7 (3-ступ. в корпусе 16/76-2,2) ГПА-Ц-16/76-2,2 |
72,55 |
Данные СМНПО |
НЦ-25/76 |
ГПА-Ц-25/76 |
109,90 |
Данные СМНПО |
НЦ-25/76 |
ГПА-Ц-25/76 |
109,90 |
Данные СМНПО |
С3342(1D2С) - I ст. |
Центавр-4700 |
8,92 |
Данные "Мострансгаз" |
С3342(2С1С) - II ст. |
Центавр-4700 |
8,79 |
Данные "Мострансгаз" |
PCL804-2 |
ГТК-25ИР |
55,70 |
Данные "Нуово Пиньоне" |
Таблица Б.3
Характеристика средств измерения параметров утечек газа от оборудования КЦ, КС
Наименование параметра |
Наименование средства измерения |
Единица измерения |
Диапазон измерения |
Пределы основной погрешности СИ (D; g; d) |
I Измерение параметров утечек от трубопроводной и технологической арматуры: запорная, предохранительная, обратного действия, отсечная, конденсатоотводящая, регулирующая. В состав этой группы входят разъемные и неразъемные соединения арматуры (фланцы, муфты, резьбовые и сварные соединения) |
||||
1.1 Концентрация метана |
Течеискатели газоанализаторы - измерители концентрации метана |
% об |
0-1% об., 0-5% об., 0-20% об. и более |
D = ±0,2% об. g = ±5% d = ±25% |
1.2 Скорость газового потока |
Измерители скорости газовых потоков |
м/с |
от 0,2 до 40 |
DV1 = ±(0,05 + 0,05Vх) м/с в диапазоне от 0,1 до 0,5 м/с; DV2 = ±(0,1 + 0,05Vх) м/с в диапазоне от 0,5 до 2 м/с; DV3 = ±(0,5 + 0,05Vх)м/с в диапазоне от 2 до 40 м/с |
1.3 Расход газовой смеси |
Измерители расхода газовой смеси |
м3/ч |
4-400 |
g = ±0,2% |
1.4 Производительность вентиляционных побудителей расхода |
Вентиляционные побудители расхода |
м3/ч |
не менее 100м3/ч; не менее 3000 м3/ч |
- |
1.5 Температура газовой смеси |
Термометр |
°С |
от -40 до 0 °С, от 0 до +85 °С |
Dt1 = ±0,2 °С в диапазоне от минус 10 до плюс 50 °С; Dt2 = ±0,5 °С в диапазоне от минус 40 до минус 10 °С и от плюс 50 до плюс 85 °С |
1.6 Давление атмосферное |
Манометр дифференциальный |
кПа |
от 80 до 110 |
DР1 = ±0,3 кПа (±2,3 мм рт.ст.) при температуре от 0 до 60 °С; DР2 = ±1,0 кПа (±7,6 мм рт.ст.) при температуре от минус 20 до 0 °С |
II. Измерение параметров утечек от свечей на КЦ, КС (в положении свечных кранов "закрыто") |
||||
2.1 Концентрация метана |
Течеискатели газоанализаторы - измерители концентрации метана |
% об. |
0-1% об., 0-5% об., 0-20% об. и более |
D = ±0,2% об. g = ±5% d = ±25% |
2.2 Скорость газового потока |
Измерители скорости газовых потоков |
м/с |
от 0,2 до 40 |
DV1 = ±(0,05 + 0,05Vх) м/с в диапазоне от 0,1 до 0,5 м/с; DV2 = ±(0,1 + 0,05Vх) м/с в диапазоне от 0,5 до 2 м/с; DV3 = ±(0,5 + 0,05Vх) м/с в диапазоне от 2 до 40 м/с |
2.3 Температура газовой смеси |
Термометр |
°С |
от -38 до 0 °С, от 0 до +100 °С |
Dt1 = ±0,2 °С в диапазоне от минус 10 до плюс 50 °С; Dt2 = ±0,5 °С в диапазоне от минус 40 до минус 10 °С и от плюс 50 до плюс 85 °С |
2.4 Давление атмосферное |
Манометр дифференциальный |
кПа |
От 80 до 110 |
DР1 = ±0,3 кПа (±2,3 мм рт.ст.) при температуре от 0 до 60 °С; DР2 = ±1,0 кПа (±7,6 мм рт.ст.) при температуре от минус 20 до 0 °С |
D - пределы допускаемой абсолютной основной погрешности, выраженной в единицах измеряемой величины; g - пределы допускаемой приведенной основной погрешности, %; d - пределы допускаемой относительной основной погрешности, %. |
Приложение В
(рекомендуемое)
Пример расчета и анализа показателей энергоэффективности газотранспортной системы
Дается условный пример ГТС с пятью КС, работающими в одном гидравлическом режиме с одним притоком и одним отбором газового потока. Каждая КС состоит из одного КД.
В таблице В.1 приведены основные исходные данные, необходимые для определения показателей энергоэффективности ГТС.
В таблице В.2 представлен расчет показателей системной энергоэффективности ГТС.
Показатели энергоэффективности определяют с учетом:
- удельного показателя эффективности расхода ТЭР КС;
- удельного показателя эффективности линейного участка.
На рисунке В.1 представлено распределение энергетического вклада КС в суммарные затраты ГТС. Наиболее эффективными по удельному расходу ТЭР являются компрессорные станции КС-2 и КС-1, наименее эффективными - компрессорные станции КС-4 и КС-3.
Рисунок В.1 Энергетический вклад КС в суммарные энергозатраты ГТС
Таблица В.1
Исходные данные для расчета показателей энергоэффективности ГГС
Название КС |
Qкц |
Р1кц |
Р2кц |
Т1кц |
vкц |
z1кц |
|
|
|
млн м3 |
кгс/см2 |
кгс/см2 |
К |
безразм. |
безразм. |
тыс. кВт×ч |
тыс. м3 |
т у.т. |
|
Вход |
7562,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Приток |
800,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
КС № 1 (КЦ 1) |
8335,6 |
66,894 |
85,024 |
288,800 |
0,889 |
0,870 |
1323 |
25108 |
29146,4 |
КС № 2 (КЦ 1) |
8308,3 |
62,611 |
84,902 |
286,700 |
0,915 |
0,875 |
1320 |
29292 |
33930,7 |
КС № 3 (КЦ 1) |
8290,1 |
65,874 |
83,597 |
288,500 |
0,880 |
0,871 |
1315 |
24815 |
28808,6 |
КС № 4 (КЦ 1) |
8253,7 |
64,650 |
85,014 |
288,300 |
0,901 |
0,873 |
1310 |
29149 |
33763,9 |
КС № 5 (КЦ 1) |
8226,4 |
66,180 |
85,177 |
290,800 |
0,886 |
0,874 |
1305 |
26418 |
30638,8 |
Выход |
8192,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Отбор |
36,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица В.2
Расчет показателей системной энергоэффективности ГТС
Объект ГТС |
Авх |
|
|
Апр |
Аотб |
Авых |
Элу |
|
млн м3×км |
млн м3×км |
млн м3×км |
млн м3×км |
млн м3×км |
млн м3×км |
млн м3×км |
кг у.т./(млн м3×км) |
|
Вход |
1372081,4 |
|
|
|
|
|
|
|
Приток |
|
|
|
145138,1 |
|
|
|
|
КС № 1 |
|
4533,3 |
823611,0 |
|
|
|
|
35,4 |
Линейный участок 1-2 |
|
|
|
|
|
|
7854,0 |
|
КС № 2 |
|
4640,5 |
1010790,0 |
|
|
|
|
33,6 |
Линейный участок 2-3 |
|
|
|
|
|
|
11225,9 |
|
КС № 3 |
|
4344,4 |
780381,0 |
|
|
|
|
36,9 |
Линейный участок 3-4 |
|
|
|
|
|
|
8514,0 |
|
КС № 4 |
|
4177,8 |
913361,0 |
|
|
|
|
37,0 |
Линейный участок 4-5 |
|
|
|
|
|
|
7728,5 |
|
КС № 5 |
|
4615,3 |
836087,0 |
|
|
|
|
36,6 |
Линейный участок 5-6 |
|
|
|
|
|
|
7527,4 |
|
Отбор |
|
|
|
|
10325,8 |
|
|
|
Выход |
|
|
|
|
|
1481900,1 |
|
|
На рисунке В.2 представлено распределение энергетического вклада линейных участков в суммарные затраты ГТС. Наиболее эффективен линейный участок между КС-5 и границей ГТС (lлу = 105,1 км), который характеризуется показателем, равным 7527 млн м3×км /км. Наименее эффективен участок между КС-3 и КС-4, имеющим показатель, равный 8514 млн м3×км /км.
В представленном примере полученные показатели энергоэффективности ГТС свидетельствуют о том, что снижение уровня давлений газа на участке ЛУ 3-4 между КС-3 и КС-4 приводит к снижению энергоэффективности КС-4 и КС-3. К снижению энергоэффективности КС-4 приводит также и включение на всех работающих ГПА котлов-утилизаторов.
Рисунок В.2 Энергетический вклад линейных участков в суммарные энергозатраты ГТС
Приложение
Г
(рекомендуемое)
Справочные данные по основным техническим и нормативным характеристикам газоперекачивающих агрегатов
Таблица Г.1
Основные технические характеристики электроприводных ГПА
Наименование показателя |
Единица измерения |
Тип электроприводного агрегата |
||||||
А3-4500-1500 |
СТМ-4000 |
СТД-4000 |
ЭГПА-Ц-6,3 |
СТД-12500 |
СДГ-12500, СДГМ-12500 |
ЭГПА-25Р |
||
Номинальная мощность электродвигателя |
кВт |
4500 |
4000 |
4000 |
6300 |
12500 |
12500 |
25000 |
Частота вращения ротора электродвигателя |
мин-1 |
3000 |
3000 |
3000 |
3000 |
3000 |
3000 |
2900-3700 |
Масса электродвигателя |
кг |
26800 |
20000 |
12920 |
21950 |
29500 |
36000 |
80400 |
Тип компрессора |
- |
280-11-1 |
280-11-6 |
280-11-6 |
НЦ-6,3/ 125-2,2 |
370-18-2 (235-21-3) |
285-22-1 |
650-12-1 |
Частота вращения ротора компрессора |
мин-1 |
7950 |
7980 |
7980 |
7970 |
4800 |
5000 |
3700 |
Давление на входе в компрессор |
ата |
45,0 |
45,0 |
45,0 |
56,8 |
62,0 (50,7) |
50,7 |
52,8 |
Давление на выходе из компрессора |
ата |
56,0 |
56,0 |
56,0 |
125,0 |
76,0 (76,0) |
76,0 |
76,0 |
Коммерческая производительность |
млн м3 /сут |
13,0 |
13,0 |
13,0 |
4,5 |
37,0 |
21,9 |
46,0 |
Политропный КПД ЦБН |
% |
84,0 |
84,0 |
84,0 |
73,0 |
84,0 |
84,0 |
82,0 |
КПД электродвигателя |
% |
97,4 |
97,5 |
97,5 |
97,5 |
97,9 |
97,8 |
96,5 |
КПД мультипликатора |
% |
98,0 |
98,0 |
98,0 |
98,0 |
98,0 |
98,0 |
98,0 |
Номинальные параметры различных типов газотурбинных ГПА
Тип ГПА |
Номинальная мощность ГТУ , кВт |
Номинальный КПД ГТУ |
ГТ-700-5 |
4250 |
0,250 |
ГТК-5 |
4400 |
0,260 |
Таурус-60 |
5100 |
0,320 |
ГТ-6-750 (ГТН-6) |
6000 (6300) |
0,240 |
ГТ-750-6 |
6000 |
0,270 |
ГТ-750-6М |
6000 |
0,300 |
ГПА-Ц-6,3 |
6300 |
0,240 |
ГПА-Ц-6,3А |
6300 |
0,300 |
ГПА-Ц-6,3Б |
6300 |
0,290 |
ГПА-Ц-8Б |
8000 |
0,300 |
ГПА-Ц-6,3С |
6300 |
0,305 |
ГГК-10 |
10000 |
0,290 |
ГТК-10М |
10000 |
0,320 |
ГПУ-10 |
10000 |
0,276 |
ГТК-10И |
10300 |
0,259 |
ГТК-10ИР |
9500 |
0,330 |
ГПА-10 Урал |
10000 |
0,340 |
Коберра-182 |
12900 |
0,275 |
ГПА-12 Урал, ГПА-12Р Урал |
12000 |
0,340 |
ГПА-16 Урал, ГПА-16Р Урал |
16000 |
0,363 |
ГТН-16 |
16000 |
0,290 |
ГТН-16М1 |
16000 |
0,310 |
ГТНР-16 |
16000 |
0,330 |
ГПА-Ц-16 |
16000 |
0,274 |
ГПА-Ц-18 |
18000 |
0,294 |
ГПА-16МЖ |
16000 |
0,300 |
ГПА-16МГ, ГПА-Ц-16С |
16000 |
0,340 |
ПЖТ-21С, ГПА-Ц-16АЛ |
16000 |
0,355 |
ГПА-16 Волга |
16000 |
0,365 |
ГТН-25 |
27500 |
0,281 |
ГТН-25-1 |
25000 |
0,320 |
ГТК-25И |
23900 |
0,278 |
ГТК-25ИР |
22200 |
0,345 |
ГТНР-25И(В) |
22200 |
0,347 |
ГТНР-25И(С) |
24600 |
0,354 |
ГПА-Ц-25 |
25000 |
0,345 |
ГПА-25 Урал |
25000 |
0,394 |
Индивидуальные нормы расхода топливного газа на 1 кВт×ч политропной работы сжатия КЦ согласно [8]
Тип ГПА |
, кг у.т./кВт×ч |
ГТ-700-5 |
0,773 |
ГТК-5 |
0,719 |
Таурус-60 |
0,543 |
ГТ-6-750, ГТН-6 |
0,771 |
ГТ-750-6 |
0,692 |
ГТ-750-6М |
0,557 |
ГПА-Ц-6,3 |
0,780 |
ГПА-Ц-6,3А |
0,591 |
ГПА-Ц-6,3Б(6,3 МВт) |
0,611 |
ГПА-Ц-6,3Б (8,0 МВт) |
0,591 |
ГПА-Ц-6,3С |
0,581 |
ГТК-10 |
0,656 |
ГТК-10М |
0,532 |
ГПУ-10 |
0,675 |
ГТК-10И |
0,710 |
ГТК-10ИР |
0,528 |
ГПА-10 Урал |
0,567 |
Коберра-182 |
0,669 |
ГПА-12Р Урал |
0,513 |
ГПА-12 Урал |
0,501 |
ГПА-16 Урал |
0,467 |
ГПА-16Р Урал |
0,480 |
ТН-16 |
0,656 |
ГТН-16М1 |
0,561 |
ГТНР-16 |
0,527 |
ГПА-Ц-18 |
0,599 |
ГПА-Ц-16 |
0,632 |
ГПА-16МЖ |
0,619 |
ГПА-16МГ, ГПА-Ц-16С, Коберра 16МГ |
0,511 |
ПЖТ-21С |
0,478 |
ГПА-Ц-16АЛ |
0,490 |
ГПА-16 Волга |
0,465 |
ГТН-25 |
0,707 |
ГГН-25-1 |
0,542 |
ГГК-25И |
0,658 |
ГТК-25ИР, ГГНР-25И (В) |
0,502 |
ГТНР-25И(С) |
0,490 |
ГПА-Ц-25, ГПА-25НК |
0,490 |
ГПА-25Р Урал |
0,430 |
Индивидуальные нормы расхода электроэнергии на 1 кВт×ч политропной работы сжатия КЦ согласно СТО Газпром 3.3-2-001
Тип электропривода |
Тип нагнетателя |
, кВт×ч/кВт×ч |
СТМ-4000 |
280-11-6 |
1,517 |
СТД-4000 |
280-12-7 |
1,517 |
СТДП-4000 |
280-12-7 |
1,517 |
АЗ-4500 |
280-11-1 |
1,519 |
СТДП-6300 |
НЦ-6,3/56 |
1,746 |
СТДП-6300 |
НЦ-6,3/76 |
1,746 |
СТДП-6300 |
НЦ-6,3/125 |
1,746 |
СТД-12500 |
370-18-2 |
1,511 |
СТД-12500 |
235-21-3 |
1,511 |
СДГ-12500 |
285-22-1 |
1,512 |
СТГМ-12500 |
370-18-2 |
1,512 |
ЭГПА-25Р |
650-12-1 |
1,488 |
Приложение Д
(рекомендуемое)
Пример расчета и анализа показателей энергоэффективности компрессорного цеха
Д.1 Пример расчета показателей энергоэффективности компрессорного цеха на основе данных инструментальных замеров
Оценка эффективности использования ТГ КЦ произведена посредством проведения измерений параметров работы ГПА на контрольном режиме и последующим сравнением фактического расхода ТГ с расчетной нормативной величиной.
В таблице Д.1 приведены исходные данные, необходимые для определения показателей энергоэффективности КЦ. В КЦ установлено 5 ГПА, 4 ГПА находятся в работе, в том числе три ГПА-Ц-18 и один ГПА-Ц-16. Физические константы природного газа рассчитаны по его химическому составу.
В таблице Д.2 приведены данные, полученные в результате измерений параметров ГПА:
- расход ТГ определен с помощью нормальных диафрагм, установленных на топливном коллекторе каждого ГПА. Расчет характеристик диафрагм и расхода ТГ выполнен в соответствии с ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2, ГОСТ 8.563.3;
- измерение коммерческой производительности ГПА проведено по перепаду давления на конфузорах нагнетателей и параметрам природного газа на входе ЦБН.
В таблице Д.3 представлен расчет показателей энергоэффективности КЦ:
- вычислена политропная работа сжатия КЦ, которая равна 916,6 тыс. кВт×ч.;
- вычислен удельный расход ТГ , который равен 0,542 м3/кВт×ч.;
- рассчитана норма расхода ТГ для КЦ с ГПА-Ц-16 и ГПА-Ц-18 в соответствии с Методикой [4], которая равна 0,563 м3/кВт×ч.
- вычислено отклонение фактического удельного расхода ТГ КЦ за расчетный период (сутки) от нормы, которое равно "-" 3,7%.
Знак "-" означает, что на данном режиме работы КЦ каждые сутки экономится ТГ в размере 19 тыс. м3.
Вывод - данный режим и техническое состояние ГПА удовлетворительные и соответствуют нормативным требованиям по расходу топливного газа.
Таблица Д.1
Исходные данные
Наименование параметра |
Обозначение |
Единица измерения |
По агрегатам |
|||
ГПА-Ц-18 |
ГПА-Ц-18 |
ГПА-Ц-16 |
ГПА-Ц-18 |
|||
1 Тип ЦБН |
- |
- |
НЦ-16-76-1,44/5300 |
|||
2 Номинальная мощность ГПА |
|
кВт |
18000 |
18000 |
16000 |
18000 |
3 Количество установленных ГПА |
nуст |
ед. |
5 |
|||
4 Количество работающих ГПА |
nр |
ед. |
4 |
|||
5 Агрегаты, эксплуатирующиеся с котлами-утилизаторами |
ny |
ед. |
1 |
1 |
- |
1 |
6 Газовая постоянная |
R |
кДж/(кг×К) |
0,5089 |
|||
7 Относительная плотность газа по воздуху |
Dв |
|
0,5089 |
|||
8 Массовая теплотворная способность газа |
Qн |
кДж/кг |
49137 |
|||
9 Объемная теплотворная способность газа (Т = 293,15 К) |
|
кДж/м3 |
33459 |
|||
10 Плотность газа (при 20 °С и 0,1013 МПа) |
r0 |
кг/м3 |
0,6809 |
|||
11 Барометрическое давление |
В |
МПа |
0,099 |
Таблица Д.2
Измеренные параметры
Наименование параметра |
Обозначение |
Единица измерения |
По агрегатам |
|||
ГПА-Ц-18 |
ГПА-Ц-18 |
ГПА-Ц-16 |
ГПА-Ц-18 |
|||
1 Давление газа на входе в нагнетатель |
|
кг/см2 |
54,20 |
54,45 |
54,60 |
54,20 |
Р1н |
МПа |
5,414 |
5,437 |
5,452 |
5,415 |
|
2 Давление газа на выходе из нагнетателя |
|
кг/см2 |
72,00 |
72,30 |
72,40 |
71,90 |
Р2н |
МПа |
7,158 |
7,187 |
7,197 |
7,146 |
|
3 Температура газа на входе в нагнетатель |
t1н |
°С |
18,9 |
19,0 |
18,8 |
18,9 |
Т1н |
К |
292,0 |
292,1 |
291,9 |
292,0 |
|
4 Температура газа на выходе из нагнетателя |
t2н |
°С |
43,8 |
44,0 |
43,5 |
43,6 |
Т2н |
К |
316,9 |
317,1 |
316,6 |
316,7 |
|
5 Температура газа на входе в компрессор |
t3 |
°С |
8,4 |
6,8 |
8,5 |
8,0 |
6 Перепад давлений на конфузоре нагнетателя |
DРк |
кг/м2 |
2795 |
2735 |
2785 |
2868 |
7 Давление топливного газа |
Ртг |
кг/см2 |
23,17 |
23,22 |
23,25 |
23,19 |
МПа |
2,371 |
2,376 |
2,379 |
2,373 |
||
8 Температура топливного газа |
tтг |
°С |
20,95 |
20,92 |
20,67 |
20,50 |
Ттг |
К |
294,05 |
294,02 |
293,77 |
293,60 |
|
9 Перепад на диафрагме топливного газа |
DРтг |
кг/м2 |
4594 |
4556 |
4729 |
5006 |
10 Коэффициент сжимаемости на входе в нагнетатель |
z1н |
- |
0,8984 |
0,8982 |
0,8976 |
0,8984 |
11 Плотность газа на входе в нагнетатель |
r1н |
кг/м3 |
40,57 |
40,74 |
40,90 |
40,57 |
12 Массовый расход газа через нагнетатель |
G1н |
кг/с |
246,6 |
244,5 |
247,2 |
249,9 |
13 Коэффициент сжимаемости на входе диафрагмы ТГ |
zтг |
- |
0,9553 |
0,9552 |
0,9550 |
0,9550 |
14 Плотность ТГ |
rтг |
кг/м3 |
16,59 |
16,63 |
16,67 |
16,64 |
15 Расход ТГ |
Gтг |
кг/с |
0,965 |
0,962 |
0,981 |
1,008 |
16 Коммерческая производительность ГПА |
qн |
млн м3/сут |
31,36 |
31,09 |
31,44 |
31,78 |
Таблица Д.3
Расчет показателей энергоэффективности КЦ
Показатель |
Обозначение |
Единица измерения |
Источник информации, формула |
Значение |
1 Объем газа, транспортируемый за расчетный период времени (сутки) |
Qкц |
млн м3/сут |
|
125,67 |
2 Давление на входе в КЦ |
Р1кц |
МПа |
|
5,430 |
3 Давление на выходе из КЦ |
Р2кц |
МПа |
|
7,172 |
4 Температура на входе в КЦ |
Т1кц |
К |
|
292,0 |
5 Температура на выходе из КЦ |
Т2кц |
К |
|
316,9 |
6 Индивидуальная норма расхода ТГ |
|
м3/кВт×ч |
|
0,531 |
7 Объем ТГ, расходуемый КЦ за расчетный период времени (сутки) |
|
тыс. м3 |
|
496,8 |
8 Коэффициент влияния температуры воздуха на входе компрессора |
Kа |
- |
1,02 + 0,0025(t3 + 5) |
1,040 |
9 Коэффициент влияния котлов-утилизаторов |
Kу |
- |
1 + 0,025 |
1,020 |
10 Норма расхода топливного газа КЦ |
|
м3/кВт×ч |
KaKy |
0,563 |
11 Коэффициент сжимаемости газа |
z1кц |
- |
|
0,898 |
12 Степень сжатия газового потока КЦ |
eкц |
- |
Формула (64) |
1,32 |
13 Политропная работа сжатия КЦ |
Lкц |
кВт×ч |
Формула (63) |
916604,4 |
14 Фактический удельный расход ТГ |
|
м3/кВт×ч |
Формула (62) |
0,542 |
15 Отклонение фактического удельного расхода ТГ КЦ от нормы |
|
% |
|
-3,7 |
16 Нормативная потребность в ТГ КЦ за расчетный период времени (сутки) |
|
тыс. м3 |
Lкц |
516,0 |
17 Отклонение фактического расхода ТГ КЦ от нормативного |
|
тыс. м3 |
|
-19,0 |
Примечание - Знак "-" означает экономию ТГ. |
Д.2 Пример расчета показателей энергоэффективности компрессорного цеха на основе данных документального обследования
Оценка эффективности показателей энергоэффективности КЦ произведена посредством проведения анализа данных, полученных на этапе документального обследования.
Исходные данные для расчета показателей энергоэффективности получены путем осреднения параметров за месяц и представлены в строках 1, 2, 3 таблицы Д.4.
Расчет оценки показателей энергоэффективности КЦ представлен в строках 4-8 таблицы Д.4. Расчетный период - квартал, год.
Нормы расхода газа рассчитаны в соответствии с Методикой [4] и представлены в строках 9, 10, 11.
Анализ показал, что:
- в КЦ допущен перерасход ТГ во II и IV кварталах, который равен соответственно 11,4 и 3,1 млн м3;
- удельные расходы газа на ПТН меньше нормы;
- удельные технологические потери газа составили 0,032 м3/кВт×ч и превышают норму, равную 0,0035 м3/кВт×ч.
Вывод:
- необходимо более детальное инструментальное обследование ГПА для выявления причин перерасхода ТЦ
- необходимо инструментальное обследование оборудования КЦ по выявлению причин повышенных технологических потерь газа.
Таблица Д.4
Расчет показателей энергоэффективности КЦ с газотурбинными ГПА (ГТК-10, 8 ГПА)
Показатели |
I кв. |
II кв. |
III кв. |
IV кв. |
За год |
1 Расход газа на СТН, млн м3, в том числе: |
49,678 |
46,646 |
43,286 |
53,3481 |
192,959 |
- топливный газ, млн м3 |
48,502 |
44,886 |
42,136 |
52,145 |
187,668 |
- на прочие технологические нужды, млн м3 |
0,353 |
0,528 |
0,345 |
0,361 |
1,587 |
- ТП, млн м3 |
0,824 |
1,232 |
0,806 |
0,842 |
3,703 |
2 Расход электроэнергии на СТН, тыс. кВт×ч, в том числе: |
2519,806 |
2542,436 |
2441,154 |
2576,311 |
10079,707 |
- на компримирование, тыс. кВт×ч |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
- на прочие технологические нужды, тыс. кВт×ч |
2519,806 |
2542,436 |
2441,154 |
2576,311 |
10079,707 |
3 Политропная работа сжатия КЦ, млн кВт×ч |
80,668 |
52,401 |
66,255 |
82,017 |
281,340 |
4 Удельный расход ТГ, кг у.т./ кВт×ч |
0,685 |
0,975 |
0,724 |
0,724 |
0,777 |
5 Удельный расход газа на ПТН КЦ, м3/кВт×ч |
0,012 |
0,018 |
0,012 |
0,012 |
0,014 |
6 Удельные ТП газа КЦ, м3/кВт×ч |
0,028 |
0,042 |
0,028 |
0,029 |
0,032 |
7 Удельный расход электроэнергии на СТН КЦ, кВт×ч/кВт×ч |
0,031 |
0,049 |
0,037 |
0,031 |
0,036 |
8 Удельный расход ТЭР на СТН КЦ, кг у.т./кВт×ч |
0,711 |
1,029 |
0,756 |
0,751 |
0,793 |
9 Норма расхода ТГ, кг у т/кВт×ч |
0,685 |
0,727 |
0,727 |
0,681 |
0,705 |
10 Норма ТП газа КЦ, м3/кВт×ч |
0,0020 |
0,0020 |
0,0020 |
0,0020 |
0,0020 |
11 Норма расхода газа на технологические потери КЦ, м3/кВт×ч |
0,0035 |
0,0035 |
0,0035 |
0,0035 |
0,0035 |
12 Отклонение фактического расхода ТГ КЦ от нормативного, млн м3 |
0 |
11,4 |
-0,174 |
3,094 |
14,318 |
Примечание - Отрицательное значение означает экономию ТГ, положительное - перерасход. Объемная низшая теплота сгорания топливного газа = 7970 ккал/м3. |
Приложение
Е
(рекомендуемое)
Технико-экономическая оценка энергосберегающих мероприятий
Таблица Е.1
Форма представления мероприятий по энергосбережению ООО "..." в 200... г.
Виды затрат ТЭР |
Энергосберегающие мероприятия |
Объект внедрения |
Объем внедрения |
Необходимые затраты, тыс. руб. |
Энергосберегающий эффект, тыс. м3 |
Срок окупаемости, лет |
1. Природный газ |
||||||
Технологические нужды основного производства |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Технологические нужды вспомогательного производства |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Технологические потери |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ИТОГО |
|
|
|
|
|
|
2. Электроэнергия |
||||||
Технологические нужды основного производства |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Технологические нужды вспомогательного производства |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Технологические потери |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ИТОГО |
|
|
|
|
|
|
3. Тепловая энергия |
||||||
Технологические нужды основного производства |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Технологические нужды вспомогательного производства |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Технологические потери |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ИТОГО |
|
|
|
|
|
|
Всего по программе |
|
|
|
|
|
|
Таблица Е.2
Наиболее эффективные мероприятия по экономии природного газа
Мероприятия |
Факторы эффекта энергосбережения |
|
Мероприятия по системной оптимизации режимов работы ГТС |
||
1 Оптимизация распределения потоков в ГТС |
Оптимальное использование существующих мощностей КС, в результате чего появляется возможность вывода из работы в резерв ГПА |
|
2 Оптимальное распределение нагрузки между КЦ многоцеховых КС |
Оптимизация режимов работы ГПА по критерию минимума суммарных энергозатрат на многоцеховой КС |
|
3 Реконструкция (капитальный ремонт) линейных участков магистрального газопровода с пониженным разрешенным давлением |
Повышение энергоэффективности участка ГТС за счет ликвидации "энергетически узких мест" |
|
4 Оптимизация распределения потоков газа по ГТС за счет монтажа межсистемных перемычек |
Распределение газа из менее энергоэффективных участков газопровода в более энергоэффективные |
|
Мероприятия по локальной оптимизации режимов работы компрессорных цехов и станций |
||
1 Оптимизация количества состава работающих ГПА |
Включение в работу минимально необходимого количества наиболее эффективных ГПА на основе контроля их располагаемой мощности и КПД |
|
2 Оптимизация распределения нагрузки между ГПА в КЦ |
Оптимизация режимов работы ГПА по критерию минимума суммарных энергозатрат в КЦ (обеспечение работы ГПА в оптимальной зоне характеристик) |
|
Мероприятия по ремонту и техническому обслуживанию оборудования компрессорного цеха |
||
Поддержание технического состояния элементов ГПА на нормативном уровне |
Повышение КПД ГТУ, ЦБН. Уменьшение расхода ТГ |
|
Мероприятия по совершенствованию технологических операций |
||
1 Сокращение количества вынужденных остановок ГПА |
Экономия газа за счет уменьшения расхода пускового и ТГ, уменьшение стравливания газа из контуров ЦБН |
|
2 Перевод ГПА на электрический пуск |
Экономия пускового газа |
|
3 Внедрение экономических схем продувки пылеуловителей |
Исключение сброса газа в атмосферу |
|
4 Внедрение теплоутилизационных установок |
Снижение расхода газа за счет подогрева ТГ выхлопными газами ГТУ. Использование утилизированного тепла для отопления |
|
5 Использование эжекторных систем для откачки газа при ремонте газопроводов |
Уменьшение потерь газа при ремонте газопроводов |
|
6 Применение ремонтных конструкций, обеспечивающих ремонт газопровода без стравливания газа |
Уменьшение потерь газа при ремонте газопроводов |
|
7 Применение передвижных компрессорных установок для опорожнения трубопровода от газа и его утилизации при проведении капитальных ремонтов |
Уменьшение потерь газа при ремонте газопроводов |
|
Мероприятия по повышению технического уровня оборудования |
||
1 Применение СПЧ ЦБН |
Согласование характеристик ГПА, ЛЧ. Уменьшение расхода ТГ |
|
2 Внедрение эффективных ВОУ для очистки циклового воздуха |
Повышение КПД ГТУ. Уменьшение расхода ТГ |
|
3 Замена регенераторов ГПА на более эффективные |
Уменьшение расхода ТГ |
|
4 Мероприятия по снижению гидравлического сопротивления выхлопного тракта ГТУ |
Уменьшение расхода ТГ |
|
5 Выявление протечек на шаровых кранах, установленных на рециркуляционных контурах |
Устранение протечек газа через неплотную запорную арматуру. Повышение КПД КЦ. Уменьшение расхода ТГ и электроэнергии для компримирования |
|
6 Замена морально и физически изношенных котлов |
Повышение КПД котлов. Уменьшение расхода газа на нужды вспомогательного оборудования |
|
Наиболее эффективные мероприятия по экономии электроэнергии
Мероприятия |
Факторы эффекта энергосбережения |
1 Оптимизация режимов работы газопровода путем изменения загрузок электроприводных ГПА |
Оптимальное использование существующих мощностей компрессорных станций, в результате чего появляется возможность вывода из работы в резерв ЭГПА |
2 Промывка (пропарка) секций АВО газа |
Повышение уровня теплообмена. Снижение расхода электроэнергии на АВО |
3 Оптимизация работы вентиляторов АВО газа |
Уменьшение количества работающих двигателей АВО газа. Снижение расхода электроэнергии на АВО |
4 Применение устройств "мягкого" пуска для электродвигателей АВО газа |
Уменьшение потерь электроэнергии при пусковых режимах |
5 Замена электродвигателей на более экономичные |
Уменьшение потребления электроэнергии |
6 Внедрение частотно-регулируемого электропривода на сетевых насосах холодного и горячего водоснабжения и теплоснабжения |
Оптимизация расхода электроэнергии и тепла |
7 Внедрение системы АСКУЭ |
Сокращение непроизводительных затрат электроэнергии (возможность контроля за процессом электропотребления) |
8 Строительство и реконструкция электростанции для собственных нужд |
Уменьшение потребления покупной электроэнергии |
9 Внедрение электронных счетчиков высокого класса точности приборов |
Повышение точности учета потребляемой электрической энергии по сравнению с ранее установленными, индуктивными счетчиками |
10 Замена устаревших СКЗ и их автоматизация, повышение напряжения с 6 до 10 кВ |
Снижение расхода электроэнергии на СКЗ |
11 Внедрение анодных заземлителей с повышенным сроком службы и уменьшением сроков замены |
Снижение расхода электроэнергии на СКЗ |
Наиболее эффективные мероприятия по экономии тепловой энергии
Мероприятия |
Факторы эффекта энергосбережения |
1 Очистка (промывка) сетей теплоснабжения. Наладка сетей |
Повышение технического состояния сетей. Оптимизация расхода тепла |
2 Очистка (промывка) котлов-утилизаторов |
Повышение технического состояния котлов |
3 Режимная наладка котельных. Наладка котлов с выдачей режимных карт |
Оптимизация расхода тепла |
4 Дооснащение котельных КИП |
Повышение возможности контроля за процессом потребления сжигаемого газа |
5 Замена горелок на автоматические |
Оптимизация расхода тепла и сжигаемого газа |
6 Ремонт тепловой изоляции теплотрасс |
Уменьшение потерь тепла |
Е.1 Пример расчета показателен экономической эффективности
В качестве показателей экономической эффективности предлагаемых энергосберегающих мероприятий следует использовать согласно Временным методическим указаниям [15]:
- накопленный чистый дисконтированный доход;
- внутреннюю норму доходности;
- срок окупаемости (с учетом дисконтирования). Исходные данные для расчета представлены в таблице Е.5.
Исходные данные для расчета
Наименование показателя |
Единица измерения |
Период (годы) |
||||||||
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
||
Жизненный цикл |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 Экономия природного газа |
млн м3 |
180,0 |
190,0 |
247,0 |
74,1 |
74,1 |
74,1 |
74,1 |
74,1 |
74,1 |
2 Экономия электроэнергии |
млн кВт×ч |
15,0 |
18,5 |
20,55 |
6,2 |
6,2 |
6,2 |
6,2 |
6,2 |
6,2 |
3 Экономия тепловой энергии |
тыс. Гкал |
4,0 |
5,5 |
6,1 |
2,4 |
2,4 |
2,4 |
2,4 |
2,4 |
2,4 |
4 Цена на газ (на СТН) |
руб./1000 м3 |
612,0 |
624,2 |
636,7 |
649,5 |
662,4 |
675,7 |
689,2 |
703,0 |
717,1 |
5 Цена на электроэнергию |
руб./кВт×ч |
1,00 |
1,05 |
1,10 |
1,16 |
1,22 |
1,28 |
1,34 |
1,41 |
1,48 |
6 Цена тепловой энергии |
руб./Гкал |
300 |
321 |
337 |
354 |
372 |
390 |
410 |
430 |
452 |
7 Ставка налога на имущество |
% |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
8 Ставка налога на прибыль |
% |
24 |
24 |
24 |
24 |
24 |
24 |
24 |
24 |
24 |
9 Норма дисконта |
% |
12 |
12 |
12 |
12 |
12 |
12 |
12 |
12 |
12 |
Исходные параметры для расчета:
Жизненный цикл проекта: базовый (нулевой) год - 2005 г.; шаг расчета - 1 год; расчетный период проекта - 10 лет с начала проекта.
Норма дисконтирование - 12%.
Капитальные затраты на внедрение энергосберегающих мероприятий в 2006, 2007, 2008 гг. определены на основе оценок, полученных по результатам проведения энергоаудита ГТС (приведен условный пример).
Размер годовых амортизационных отчислений по этой группе капитальных затрат принят равным 14,3%.
Налоги на имущество и на прибыль приняты в размере 2% и 24%.
Ожидаемый годовой эффект экономии природного газа, электроэнергии и тепловой энергии в 2006-2008 гг. принят на основе оценок, полученных по результатам проведения энергоаудита ГТС (приведен условный пример).
Ожидаемый годовой эффект экономии ТЭР в 2009-2014 гг. получен как переходящий эффект от экономии ТЭР в конце 2008 г. с учетом того, что только 30% внедряемых энергосберегающих мероприятий имеет долговременный характер.
Доход от экономии энергоресурсов определен как сумма произведений объемов сэкономленного газа, электроэнергии и тепла на их цену. Он состоит:
- из снижения эксплуатационных расходов за счет экономии газа по цене на СТН;
- снижения эксплуатационных расходов за счет экономии покупной электроэнергии по цене рынка розничных продаж электроэнергии;
- снижения эксплуатационных расходов за счет экономии тепловой энергии по цене себестоимости на выработку 1 Гкал тепла.
Цены на газ, электроэнергию и тепловую энергию на 2006-2014 гг. приняты с учетом прогноза. Норма дисконта принята в размере 12%.
Результаты расчета показывают, что рассматриваемый проект является экономически эффективным, т.к. накопленный чистый дисконтированный доход положителен; внутренняя норма доходности больше нормы дисконта, равного 12%; срок окупаемости не превышает 4 лет. Пример расчета экономической эффективности предлагаемых энергосберегающих мероприятий приведен в таблице Е.6.
Таблица Е.6
Пример расчета экономической эффективности предлагаемых энергосберегающих мероприятий
Наименование показателя |
Единица измерения |
Период (годы) |
|||||||||
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
||
1 Жизненный цикл |
|
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
2 Затраты на энергоаудит |
млн руб. |
4,0 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
3 Капитальные затраты |
млн руб. |
- |
125,0 |
145,0 |
153,0 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
4 Основные фонды |
млн руб. |
- |
0,0 |
261,9 |
289,1 |
248,6 |
213,8 |
183,9 |
158,1 |
136,0 |
116,9 |
5 Амортизационные отчисления |
млн руб. |
- |
- |
17,9 |
37,5 |
41,3 |
35,5 |
30,6 |
26,3 |
22,6 |
19,4 |
7 Доход от экономии энергоресурсов, в т.ч. |
млн руб. |
- |
126,4 |
139,8 |
182,0 |
56,1 |
57,5 |
58,9 |
60,3 |
61,8 |
63,3 |
- от экономии газа на СТН |
млн руб. |
- |
110,2 |
118,6 |
157,3 |
48,1 |
49,1 |
50,1 |
51,1 |
52,1 |
53,1 |
- от экономии электроэнергии |
млн руб. |
- |
15,0 |
19,4 |
22,7 |
7,1 |
7,5 |
7,9 |
8,3 |
8,7 |
9,1 |
- от экономии тепловой энергии |
млн руб. |
- |
1,2 |
1,8 |
2,1 |
0,9 |
0,9 |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
1,1 |
8 Налог на имущество |
млн руб. |
- |
0,0 |
5,2 |
5,8 |
5,0 |
4,3 |
3,7 |
3,2 |
2,7 |
2,3 |
9 Прибыль к налогообложению |
млн руб. |
- |
126,4 |
134,6 |
176,2 |
51,2 |
53,2 |
55,2 |
57,2 |
59,1 |
61,0 |
10 Налог на прибыль |
млн руб. |
- |
30,3 |
32,3 |
42,3 |
12,3 |
12,8 |
13,3 |
13,7 |
14,2 |
14,6 |
11 Чистая прибыль |
млн руб. |
- |
96,1 |
102,3 |
133,9 |
38,9 |
40,4 |
42,0 |
43,4 |
44,9 |
46,4 |
12 Чистый поток денежных средств |
млн руб. |
-4,0 |
-28,9 |
-24,9 |
18,4 |
80,2 |
76,0 |
72,5 |
69,7 |
67,5 |
65,8 |
13 Коэффициент дисконтирования |
- |
1,000 |
0,893 |
0,797 |
0,712 |
0,636 |
0,567 |
0,507 |
0,452 |
0,404 |
0,361 |
14 Дисконтированный чистый поток денежных средств |
млн руб. |
-4,0 |
-25,9 |
-19,8 |
13,1 |
51,0 |
43,1 |
36,7 |
31,5 |
27,3 |
23,7 |
15 Накопленный дисконтированный поток денежных средств |
млн руб. |
-4,0 |
-29,9 |
-49,7 |
-36,6 |
14,4 |
57,5 |
94,2 |
125,8 |
153,1 |
176,8 |
Накопленный чистый дисконтированный доход |
млн руб. |
176,8 |
|||||||||
Внутренняя норма доходности |
% |
63 |
|||||||||
Дисконтируемый срок окупаемости |
лет |
3 года 9 месяцев |
Приложение
Ж
(обязательное)
Форма X энергетического паспорта газотранспортной системы
Таблица Ж.1
Показатели энергоэффективности ГТС (Форма X)
Наименование показателя |
Единицу измерения |
Обозначение |
Значение показателя |
|||||
Базовый 200... г. |
Текущий год срока действия паспорта |
|||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
||||
1 Показатели энергоэффективности ГТС |
||||||||
1 Норма расхода газа на СТН |
м3/(млн м3×км) |
|
+ |
|
|
|
|
|
2 Удельный расход газа на СТН |
м3/(млн м3×км) |
|
+ |
|
|
|
|
|
Таблица Ж.2
Показатели энергоэффективности КС (Форма X)
Наименование показателя |
Единица измерения |
КЦ-1 |
КЦ-2 |
... |
КС-1 |
КЦ-1 |
КЦ-2 |
... |
KC-... |
|
1 Показатели системной энергоэффективности КС |
||||||||||
1 Удельный показатель эффективности использования ТЭР на СТН КС |
кг у.т./ (млн м3×км) |
- |
- |
- |
+ |
- |
- |
- |
+ |
|
1.1 Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН КЦ |
м3/(млн м3×км) |
+ |
+ |
+ |
- |
+ |
+ |
+ |
- |
|
1.2 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН КЦ |
кВт×ч/(млн м3×км) |
+ |
+ |
+ |
- |
+ |
+ |
+ |
- |
|
1.3 Удельный показатель эффективности использования ТЭР на СТН КЦ |
кг у.т./ (млн м3×км) |
+ |
+ |
+ |
- |
+ |
+ |
+ |
- |
|
2 Показатели локальной энергоэффективности КС |
||||||||||
2 Удельный расход ТЭР на СТН КС |
кг у.т./кВт×ч |
- |
- |
- |
+ |
- |
- |
- |
+ |
|
2.1 Норма расхода ТГ КЦ |
кг у.т./кВт×ч |
+ |
+ |
+ |
- |
- |
- |
- |
- |
|
2.2 Удельный расход ТГ КЦ |
кг у.т./кВт×ч |
|
+ |
+ |
- |
+ |
+ |
+ |
- |
|
2.3 Норма расхода газа на ПТН КЦ |
м3/кВт×ч |
+ |
+ |
+ |
- |
+ |
+ |
+ |
- |
|
2.4 Удельный расход газа на ПТН КЦ |
м3/кВт×ч |
+ |
+ |
+ |
- |
+ |
+ |
+ |
- |
|
2.5 Норма ТП газа в КЦ |
м3/кВт×ч |
+ |
+ |
+ |
- |
+ |
+ |
+ |
- |
|
2.6 Удельные ТП газа КЦ |
м3/кВт×ч |
+ |
+ |
+ |
- |
+ |
+ |
+ |
- |
|
2.7 Норма расхода электроэнергии на компримирование газа КЦ |
кВт×ч/кВт×ч |
+ |
+ |
+ |
- |
+ |
+ |
+ |
- |
|
2.8 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа КЦ |
кВт×ч/кВт×ч |
+ |
+ |
+ |
- |
+ |
+ |
+ |
- |
|
Библиография
Положение о порядке
организации и проведения энергетических обследований и энергетических аудитов
предприятий и объектов ОАО "Газпром" (утверждено заместителем
Председателя Правления ОАО "Газпром" А.Г. Ананенковым 27.10.2005).
Приказ ОАО
"Газпром" № 103 от 18.05.2006 "О формах корпоративной
периодической и годовой статистической отчетности".
Перечень форм
корпоративной периодической статистической отчетности, применяемых с 1 января
2006 года (приложение № 1 к приказу ОАО "Газпром" № 103 от 18.05.2006).
Ведомственный руководящий
документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.13-040-2001
Методика по проведению
замеров объемов утечек метана на предприятиях ОАО "Газпром".
Методика расчета нормативов
технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям
в базовом периоде (приложение № 1 к приказу Минпромэнерго России № 267 от
4.10.2005 "Об организации в Министерстве промышленности и энергетики
Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь
электроэнергии при ее передачи по электрическим сетям").
Инструкция о порядке
составления отчета о поставке продукции по форме № 1-пс (газ) (утверждена ЦСУ
СССР 12.06.86 № 924/10).
Методика определения
расхода природного газа на собственные технологические нужды линейной части
магистрального газопровода, газораспределительных и газоизмерительных
станций, ООО "ВНИИГАЗ" (утверждена членом Правления ОАО
"Газпром" Б.В. Будзуляком 26.12.2003).
Руководящий документ ОАО
"Газпром" РД
153-39.0-112-2001
Методика определения норм
расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные
технологические нужды магистрального транспорта газа.
Руководящий документ РАО
"ЕЭС России" РД
34.09.101-94
Типовая инструкция по
учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении.
Методика расчета удельных
норм расхода газа на выработку тепловой энергии и расчета потерь в системах
теплоснабжения (котельные и тепловые сети) (утверждена членом Правления ОАО
"Газпром" Б.В. Будзуляком 21.01.2002).
Рекомендации по
межгосударственной стандартизации РМГ 43-2001
Государственная система обеспечения
единства измерений. Применение "Руководства по выражению
неопределенности измерений".
Инструкция по определению
производительности центробежных нагнетателей, компрессорных цехов и станций
(утверждена начальником Управления по транспортировке и поставкам газа В.М.
Курченковым 18.07.1985).
Каталог газодинамических
характеристик ЦБК природного газа (утвержден генеральным директором ООО
"ВНИИГАЗ", 2005).
Инструктивные материалы. Экономия
природного газа и электроэнергии в транспорте газа (утверждены заместителем
министра газовой промышленности С.С. Кашировым 13.06.1988).
Временные методические
указания по определению коммерческой эффективности новой техники в ОАО
"Газпром" (утверждены заместителем Председателя Правления ОАО
"Газпром" П.И. Родионовым, 2001).
Энергетический паспорт
промышленного потребителя топливно-энергетических ресурсов дочерних обществ
ОАО "Газпром". Основные положения. Типовые формы (утверждены
руководителем Департамента Госэнергонадзора и энергосбережения Минэнерго
России и членом Правления ОАО "Газпром" Б.В. Будзуляком
28.09.2001).
Положение о порядке организации и проведения энергетических обследований и энергетических аудитов предприятий и объектов ОАО "Газпром" (утверждено заместителем Председателя Правления ОАО "Газпром" А.Г. Ананенковым 27.10.2005). |
|
Приказ ОАО "Газпром" № 103 от 18.05.2006 "О формах корпоративной периодической и годовой статистической отчетности". |
|
Перечень форм корпоративной периодической статистической отчетности, применяемых с 1 января 2006 года (приложение № 1 к приказу ОАО "Газпром" № 103 от 18.05.2006). |
|
Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.13-040-2001 Методика по проведению замеров объемов утечек метана на предприятиях ОАО "Газпром". |
|
Методика расчета нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде (приложение № 1 к приказу Минпромэнерго России № 267 от 4.10.2005 "Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передачи по электрическим сетям"). |
|
Инструкция о порядке составления отчета о поставке продукции по форме № 1-пс (газ) (утверждена ЦСУ СССР 12.06.86 № 924/10). |
|
Методика определения расхода природного газа на собственные технологические нужды линейной части магистрального газопровода, газораспределительных и газоизмерительных станций, ООО "ВНИИГАЗ" (утверждена членом Правления ОАО "Газпром" Б.В. Будзуляком 26.12.2003). |
|
Руководящий документ ОАО "Газпром" РД 153-39.0-112-2001 Методика определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа. |
|
Руководящий документ РАО "ЕЭС России" РД 34.09.101-94 Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. |
|
Методика расчета удельных норм расхода газа на выработку тепловой энергии и расчета потерь в системах теплоснабжения (котельные и тепловые сети) (утверждена членом Правления ОАО "Газпром" Б.В. Будзуляком 21.01.2002). |
|
Рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 43-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Применение "Руководства по выражению неопределенности измерений". |
|
Инструкция по определению производительности центробежных нагнетателей, компрессорных цехов и станций (утверждена начальником Управления по транспортировке и поставкам газа В.М. Курченковым 18.07.1985). |
|
Каталог газодинамических характеристик ЦБК природного газа (утвержден генеральным директором ООО "ВНИИГАЗ", 2005). |
|
Инструктивные материалы. Экономия природного газа и электроэнергии в транспорте газа (утверждены заместителем министра газовой промышленности С.С. Кашировым 13.06.1988). |
|
Временные методические указания по определению коммерческой эффективности новой техники в ОАО "Газпром" (утверждены заместителем Председателя Правления ОАО "Газпром" П.И. Родионовым, 2001). |
|
Энергетический паспорт промышленного потребителя топливно-энергетических ресурсов дочерних обществ ОАО "Газпром". Основные положения. Типовые формы (утверждены руководителем Департамента Госэнергонадзора и энергосбережения Минэнерго России и членом Правления ОАО "Газпром" Б.В. Будзуляком 28.09.2001). |
Ключевые слова: транспорт газа, энергоресурсы, расход газа (электроэнергии) на собственные технологические нужды, удельный расход топливного газа, показатели энергоэффективности, коэффициент полезного действия, нормативный расход энергоресурсов, линейная часть магистрального газопровода
СТО Газпром 2-1.20-114-2007 расположен в сборниках: |
Нравится
Твитнуть |