Главная       Учебники Газпром      СТО Газпром 2-1.20-122-2007

 поиск по сайту

 

Страницы   ..  1  2  3  4  ..   Методика инструментального обследования технологических коммуникаций и запорно-регулирующей арматуры компрессорного цеха, компрессорной станции (СТО Газпром 2-1.20-122-2007) Общие положения Утечки природного газа от технологического оборудования КЦ, КС образуются в результате его разгерметизации в процессе эксплуатации. На объектах ОАО «Газпром» выполнение контроля и учета объемов утечек природного газа инструментальными методами путем замеров их текущих фактических параметров должно проводиться в соответствии с требованиями СТО Газпром-027. Целью инструментального обследования является определение фактических технологических потерь природного газа в результате его утечек при эксплуатации КЦ, КС. Задачами инструментального обследования являются выявление основных причин, источников образования (возникновения), источников выделения (проявления) утечек природного газа и достоверная оценка их фактических объемов. Выполняют непосредственное измерение и расчетное определение объемов утечек природного газа от оборудования КЦ КС в диапазоне от 0,0001 м3/час до 10000 м3/час по измеренным параметрам. Метод определения объемов утечек природного газа (метана) основан на изме- рении концентраций СН4 и объемного расхода газовоздушной смеси (естественных и аспирируемых потоков) из измерительной камеры, локализующей утечку. Метод реализуется в два этапа: 1) обнаружение утечки; 2) измерение ее параметров. Параметры исследуемых газовых сред могут находиться в следующих пределах: температура от минус 30 до плюс 50 °С; давление до 0,1013 МПа и более; относительная влажность от 40 % до 80 %; содержание метана – в диапазоне концентраций от 0 до 100 % об. 49 Основной причиной возникновения утечек является нарушение герметичности уплотнений и соединений арматуры и технологического оборудования КЦ КС. Типовыми источниками образования (возникновения) утечек природного газа (метана) при эксплуатации КЦ КС является арматура и оборудование следующих технологических узлов: подключения КЦ к магистральному газопроводу; очистки и осушки технологического газа; подготовки топливного, пускового и импульсного газа; обвязки ГПА; охлаждения технологического газа. Источниками утечек природного газа (метана) в КЦ, КС являются: устья свечей (агрегатных и цеховых) в положении свечных кранов «закрыто»; соединения арматуры с трубопроводом или штуцером технологического аппарата (фланцы, резьбовые соединения по импульсным трубкам и врезкам манометров); разъемные соединения конструкций (крышки корпуса задвижки, крышки привода крана, обшивка привода крана); уплотнения штоков кранов (шток сальника, линия набивки смазки, шпиндель и т.д.). Источники выделения (проявления) утечек в зависимости от способа измерения их параметров условно разделены на две категории: арматура; свечи (в положении свечных кранов «закрыто»). В рамках проведения энергоаудита измерение утечек метана на арматуре следует проводить: обвязка ГПА – основные краны 1–5 диаметром 50, 100, 150, 300, 1000 мм; свечные краны обвязки ГПА; АВО газа – краны диаметром 200, 400, 500; свечные краны; резьбовые соединения врезки манометров; пылеуловители – краны диаметром 100 мм, свечные краны; группа 6-х кранов; блок подготовки топливного газа – снаружи (все краны), внутри – краны врезки манометров, регуляторы давления, игольчатые вентили. Способ измерения параметров утечек от арматуры состоит из следующих этапов: локализация утечки измерительной камерой с калиброванными отверстиями для притока воздуха в камеру и забора газовой смеси (в случае единичной утечки арматуру изолируют полиэтиленовой пленкой, а в случае группы (нескольких) утечек технологический узел накрывают измерительной палаткой);   50 аспирация газовой смеси из измерительной камеры; измерение концентрации метана в аспирируемой газовой смеси; прямое измерение объемного расхода аспирируемой газовой смеси (для единичной утечки); измерение скорости аспирируемой газовой смеси и дальнейшее расчетное определение расхода газовой смеси (для группы утечек). Способ измерения параметров утечек из устья свечей различного технологического назначения в положении свечных кранов «закрыто» заключается в прямых измерениях концентрации метана и скорости в естественном газовом потоке из свечи. При проведении инструментальных измерений должны использоваться СИ, предназначенные для контроля промышленных выбросов и внесенные в Государственный реестр СИ. Аэродинамические параметры газовых потоков должны измеряться в соответствии с ГОСТ 17.2.4.06; ГОСТ 17.2.4.07; ГОСТ 17.2.4.08. Объемы газовых потоков, полученные по результатам инструментальных измерений, должны быть приведены к нормальным условиям (температура – 0 °С, давление – 0,1013 МПа). Используемые методики выполнения измерений концентраций компонентов газовых потоков должны отвечать требованиям ГОСТ 17.2.3.02, ГОСТ Р ИСО 5725, ГОСТ Р 8.563 и РД 52.04.59-85 [12] . Порядок проведения измерений Порядок проведения измерений фактических параметров утечек природного газа (метана) и дальнейшая расчетная оценка объемов утечек должны быть следующими: в соответствии с технологической схемой проводится обследование эксплуатируемого оборудования, арматуры и свечей; места обнаруженных утечек маркируются непосредственно на оборудовании (красящие метки) и отмечаются на технологической схеме; первичная информация по обнаруженным утечкам заносится в типовые формы, приведенные в приложении Е. В типовых формах указываются: наименование технологического модуля (узла), его техническая характеристика, место проявления и причина утечки, концентрация СН4 при зондировании и т.д.; измерения параметров обнаруженных утечек выполняют в соответствии со схемами, приведенными на рисунке 8.6. Измерительное сечение выбирается и оборудуется в соответствии с ГОСТ 17.2.4.06; результаты измерений обрабатываются, данные заносятся в типовые формы;     51 в процессе исследования измеряется температура и барометрическое давление атмосферного воздуха. Схема измерений При инструментальном обследовании технологических коммуникаций и запорно-регулирующей арматуры КЦ, КС измеряют следующие основные параметры газовоздушного потока: концентрация метана, температура, скорость, объемный расход. Принципиальные схемы выполнения измерений параметров единичной утечки, группы утечек и утечки из устья свечи показаны на рисунке 8.6. Требования к точности измерений и составу СИ Погрешность результата расчета объема утечки обусловлена погрешностями измерения ее параметров: концентраций метана, объемного расхода газовой смеси, скорости и температуры газовоздушного потока. Погрешность измерения концентрации СН4 в газовоздушной смеси рассчитывают в соответствии с ГОСТ 8.207, ГОСТ 12.1.016. Погрешность измерения объема газовой смеси рассчитывают в соответствии с ГОСТ 12.3.018 и ГОСТ 8.361. В соответствии с ГОСТ 17.2.3.01 и РД 52.04.59-85 [12] основная погрешность СИ концентраций метана не должна превышать ± 25 %, а СИ объемного расхода не должна превышать ± 10 %. Пределы погрешности определения объема утечки метана при доверительной вероятности 0,95 не должны превышать ±15 %, при n = 5 (n – число параллельных регистраций значения измеряемого параметра в одном замере). Методика обработки результатов измерений Процедура обработки результатов измерений должна состоять из двух этапов: документирование и архивирование данных измерений; расчет объемов утечек метана от арматуры по измеренным параметрам. Документирование и архивирование результатов измерений Порядок документирования и архивирования результатов измерений фактических параметров утечек природного газа (метана) должен быть следующим: значения измеренной концентрации метана при обнаружении утечек на арматуре и на свечах заносятся в рабочие протоколы № 2, 4, приведенные в таблицах Е.2, Е.5 (приложение Е); выполняется привязка обнаруженной утечки к оборудованию, ее идентификация и кодирование в соответствии с технологической схемой;   52     На рисунке обозначены   А Арматура Т(С) Трещины (свищи) ШЗА Шток запорной арматуры ПГВП Побудитель газовоздушного потока (оборудование для отсоса газовой среды) ТНСА Трубка набивки смазки арматуры ГС Газовый счетчик ФС Фланцевые соединения C Свеча РС Резьбовые соединения ИЧ(п) Измерительный патрубок ЦС Цапковые соединения ССН4 Концентрация метана в газовоздушном потоке МС Муфтовые соединения t Температура газовоздушного потока СС Сварные соединения  Скорость газовоздушного потока СУ Сальниковые соединения n1/n2 Начальный показатель ГС/конечный показатель ГС      Время замера   Рисунок 8.6 – Принципиальная схема измерений технологических потерь газа   53 в процессе проведения измерений параметров обнаруженной утечки от свечи регистрируются их фактические (текущие) значения. Данные заносятся в рабочий протокол № 4, приведенный в таблице Е.5 (приложение Е); по измеренным параметрам единичной утечки (или группы утечек) от арматуры и свечей вычисляется расход метана. Данные заносятся в типовые табличные форматы, примеры заполнения которых приведены в таблицах Е.6, Е.7, Е.8 (приложение Е). В процессе проведения измерений параметров обнаруженной утечки от арматуры регистрируются их фактические значения. Данные заносятся в рабочие протоколы № 3.1 и 3.2, приведенные в таблицах Е.3, Е.4 (приложение Е). Перечень измеряемых параметров и погрешностей, рекомендуемых СИ, приведен в таблице Е.9 (приложение Е). Порядок расчета объемов утечек природного газа (метана) от арматуры по измеренным параметрам: а) Расход газовоздушной смеси при прямом измерении объема единичной утечки метана от арматуры q1(гв), м3/ч, вычисляется по формуле n  n q1(гв)  кон нач ,  (8.78)   где n кон – конечное показание счетчика, м3; nнач – начальное показание счетчика, м3;  – период времени, в течение которого проводится измерение, ч. 4   Объемный расход метана от единичной утечки q1(СН ) , м3/ч, вычисляется по формуле   q1(СН4 )  q1(гв)  ССН 4 /100, (8.79)   где ССН4 – концентрация метана в газовоздушной смеси, % об. б) Расход газовоздушной смеси при измерении суммарного объема группы (нескольких) утечек метана от арматуры q2(гв) , м3/ч, вычисляется по формуле  d 2 q  вн   d 2   2(гв) 4 2(гв) 0,785 вн 2(гв) 3600, (8.80)   где dвн – внутренний диаметр в измерительном сечении, м; 2(гв)– скорость газовоздушной смеси в измерительном сечении, м/с;  = 3,14.   54 4   Объемный расход метана от группы (нескольких) утечек метана q2(СН ) , м3/ч, вычисляется по формуле q2(СН4 )  q2(гв)  ССН4 /100. (8.81)   Расход газовоздушной смеси от свечи q3(гв) , м3/ч, вычисляется по формуле  d 2 q  св.вн   d 2     3(гв) 4 2(гв) 0,785 св.вн 2(гв) 3600, (8.82)   где dсв.вн – внутренний диаметр свечи, м; 2(гв) – скорость газовоздушного смеси в измерительном сечении, м/с;  =3,14. 4   Объемный расход метана от свечи q3(СН ) , м3/ч, рассчитывают по формуле   q3(СН4 )  q3(гв)  ССН4 /100. (8.83)   Объемный расход метана с утечками природного газа от арматуры и свечей 4   q(СН ) , м3/ч, рассчитывают по формуле qСН4  q1(СН4 )  q2(СН4 )  q3(СН 4) .   (8.84)   Объемный расход метана с утечками q0 (СН4) , м3/ч, приводят к нормальным условиям (Т = 273 К и Р = 0,1013 МПа) по формуле     q   0 CH4  qСН4  273  Pа , 0,1013 (273  tгв)   (8.85)   где Ра – барометрическое давление в период измерений, МПа; tгв – температура газовоздушной смеси, °С. тп   Фактический объем технологических потерь природного газа КЦ Qкц , тыс. м3, за расчетный период (месяц, квартал, год) определяют по формуле    Qкц  0,72  q0 , тп     СН4i (8.86) 0 i1   где 0,72 – нормативный коэффициент, учитывающий, что утечки от момента обнаружения до момента ее ликвидации существуют не более 720 ч (30 суток); 0– объемная доля метана в природном газе, транспортируемого КЦ, данные химлабора- тории, по ГОСТ 23194 принимается равной 0,9863;  – количество утечек.   55 тп   Фактический объем ТП газа КС Qкc , тыс. м3 , за расчетный период определяют по формуле   тп  тп   S Qкc  Qкц . i 1 i   (8.87)   Примеры расчета ТП газа КЦ приведены в приложении Е.   Аналитический этап   Расчет показателей энергоэффективности компрессорной станции Для оценки эффективности энергопотребления ТЭР КС проводят расчет показателей энергоэффективности, представленный в таблице 9.1. тэр   Удельный расход ТЭР КС Е кс рассчитывают по формуле     Е    кс тэр В   кс тэр Lкс   103,   (9.1)   тэр   где В кс расход ТЭР в КС за расчетный период времени в эквивалентном выражении, вычи- сляют по формуле (7.4); Lкс – политропная работа сжатия КС за расчетный период времени, вычисляют как сумму политропных работ сжатия КЦ S i   Lкс   Lкц , i 1   (9.2) Lкцi – политропная работа сжатия i-го КЦ за расчетный период времени, рассчитывают по формуле (9.4); S – количество КЦ.   Расчет показателей энергоэффективности компрессорного цеха Удельный расход топливного газа характеризует эффективность потребления топливного газа, расходуемого газотурбинным КЦ на компримирование и рассчитывают как при документальном, так и при инструментальном обследованиях за расчетный период по формуле кц p Е кц  103  Qтг  Qн . L   кц   тг 7000 (9.3) Политропную работу сжатия Lкц, кВт·ч , вычисляют по формуле кц   Lкц  320,25 z1кц T1кц  Qкц ( 0,3  1), где z1кц – коэффициент сжимаемости газа по параметрам на входе в КЦ;   (9.4)   56 Таблица 9.1 – Показатели энергоэффективности КС   Наименование показателей Обозначение Единицы измерений Формула, источник 1 Газ, расходуемый на СТН КС, в т.ч. Q кс стн тыс. м3 формула (7.5) 1.1 газ, расходуемый на СТН КЦ, в т.ч. Q кц стн тыс. м3 формула (7.2) 1.1.1 топливный газ Q кц тг тыс. м3 измерение 1.1.2 газ, расходуемый на ПТН Q кц птн тыс. м3 расчет 1.1.3 ТП газа Q кц тп тыс. м3 измерение 1.2 газ, расходуемый на котельную Qк тыс. м3 измерение 1.3 газ, расходуемый на ЭСН Qэсн тыс. м3 измерение 1.4 газ, расходуемый СОГ Qсог тыс. м3 измерение 2 Количество электроэнергии, расходуемой на СТН КС, в т.ч. W кс стн тыс. кВт·ч формула (7.6) 2.1 Количество электроэнергии, расходуемой на СТН КЦ , в т.ч. W кц стн   тыс. кВт·ч   формула (7.3) 2.1.1 на компримирование газа КЦ W кц эк тыс. кВт·ч измерение 2.1.2 на ПТН КЦ W кц птн тыс. кВт·ч измерение 2.1.3 ТП электроэнергии в КЦ ΔW кц пн тыс. кВт·ч расчет [2] 2.2 Общестанционными электропотребителями промплощадки КС   Wn/n ос тыс. кВт·ч измерение 2.3 СКЗ промплощадки КС W n/n СКЗ тыс. кВт·ч измерение 2.4 ТП электроэнергии на промплощадке КС ΔWn/n тыс. кВт·ч расчет [2] 3 Расход ТЭР КЦ В кц тэр т у.т. формула (7.1) 4 Расход ТЭР КС В кс тэр т у.т. формула (7.4) 5 Политропная работа сжатия КЦ Lкц кВт·ч формула (9.4) 6 Политропная работа сжатия КС Lкс кВт·ч формула (9.2) 7 Удельный расход топливного газа КЦ Екц тг кг у.т./кВт·ч формула (9.3) 8 Удельный расход газа на ПТН КЦ Е кц птн м3/кВт·ч формула (9.7) 9 Удельные технологические потери газа КЦ Е кц тн м3/кВт·ч формула (9.9) 10 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа КЦ Е кц эк кВт·ч /кВт·ч формула (9.10) 11 Удельный расход электроэнергии на СТН КЦ Е кц эстн кВт·ч / млн м3·км формула (9.11) 12 Удельный расход ТЭР КЦ Е кц тэр кг у.т./кВт·ч формула (9.12) 13 Удельный расход ТЭР КС Е кс тэр кг у.т./кВт·ч формула (9.1)   57 Т1кц – температура газа на входе в цех, К, измеряют; Qкц – объем газа, транспортируемый КЦ за расчетный период времени, млн м3; измеряют; кц – степень повышения давления газа КЦ, вычисляют по формуле Р2кц кц  ,   (9.5) Р1кц P1кц, P2кц – давление на входе и выходе нагнетателей КЦ, МПа, измеряют. Коэффициент сжимаемости газа по параметрам на входе в КЦ вычисляют по формуле z1кц  1[(10,2  Р1кц  6)(0,345 10  0,015][1,3  0,0144 (Т 2 Δв  0,446 10 3)   283,2)].   (9.6) 1кц     газа: Удельный расход газа на ПТН КЦ характеризует эффективность использования   на продувку пылеуловителей и фильтров-сепараторов; стравливание и продувку контуров нагнетателей при остановке и запуске ГПА; стравливание газа из коммуникаций КЦ при планово-профилактических работах и ремонте; пневмопривод запорно-регулирующей арматуры. Удельный расход газа на ПТН КЦ за расчетный период рассчитывают только при документальном обследовании как для газотурбинных, так и для электроприводных КЦ по формуле   Е   кц птн Q   кц  птн , N     кц уст   (9.7)   где  – календарное время работы КЦ, ч; Nкц   уст – установленная мощность КЦ, тыс. кВт, вычисляемая по формуле    кц 0 N уст   Nej  mj, j 1   N0 (9.8) ej – номинальная мощность j-го ГПА, тыс. кВт·ч, используют паспортные данные (таблица Б.1, приложение Б); mj – количество ГПА в КЦ j-го типа;  – количество типов ГПА. Удельные технологические потери газа КЦ рассчитывают по результатам инструментального обследования технологических коммуникаций КЦ и КС как для газотурбинных, так и для электроприводных КЦ за расчетный период по формуле   58 Q   кц Е    ,   кц тп N    тп кц уст   (9.9)   Удельный расход электроэнергии на компримирование газа КЦ характеризует эффективность расходования электроэнергии электроприводным КЦ. Его рассчитывают за расчетный период как при документальном, так и при инструментальном обследованиях по формуле W   кц Е      кц эк L   эк кц 103.   (9.10)   Удельный расход электроэнергии на CТН КЦ рассчитывают как для газотурбинных, так и для электроприводных КЦ за расчетный период только при документальном обследовании по формуле Е кц  z T  W   кц стн 103, эстн 1кц 1кц c  Q (P 2  P 2 ) (9.11) 1 кц 2кц 1кц   где Т2кц – температура газа на выходе КЦ, К, измеряют; с1 – константа для согласования размерностей, принимается равной: с1 =10,138 при измерении давлений Р1кц, Р2кц в кгс/cм2 ; с1 = 0,0975 при измерении Р1кц, Р2кц в МПа. Удельный расход ТЭР КЦ является интегральной оценкой потребления энергоресурсов КЦ , рассчитывают при документальном обследовании по формуле   Е    кц тэр В   кц тэр Lкц 103.   (9.12)   Расчет показателей энергоэффективности газоперекачивающих агрегатов и технологического оборудования компрессорного цеха В качестве показателя энергоэффективности ГПА с различным видом привода используется КПД. Для анализа причин возможного снижения показателей энергоэффективности ГПА используют показатели технического состояния ГТУ, ЦБН. В качестве показателя энергоэффективности УОГ используется удельный показатель, который характеризует отношение тепловой нагрузки к мощности вентиляторов. Для анализа причин возможного снижения удельного показателя используют коэффициент энергоэффективности УОГ и коэффициент гидравлической эффективности УОГ. Показатели энергоэффективности ГПА и технологического оборудования КЦ представлены в таблице 9.2.   59 Таблица 9.2 – Показатели энергоэффективности ГПА и технологического оборудования КЦ     Показатель Обозначение Единицы измерений Формула, источник Газоперекачивающие агрегаты 1 КПД ГПА с газотурбинным приводом ГГПА - Формула (8.33) 1.1 Эффективный КПД ГТУ е - Формула (8.27) 1.2 Политропный КПД ЦБН пол - Формула (8.14) 2 КПД ГПА с электроприводом ЭГПА - Формула (8.47) 3.1 Коэффициент технического состояния ГТУ по мощности КNe - Формула (8.34) 3.2 Коэффициент технического состояния ГТУ по расходу топливного газа Ктг   -   Формула (8.35) 3.3 Коэффициент технического состояния ЦБН Кн - Формула (8.36) 3.4 Коэффициент режима работы ЦБН Кр - Формула (8.37) Технологическое оборудование УОГ 4 Показатель энергоэффективности УОГ Е УОГ ээ кВт/кВт Формула (8.69) 4.1 Коэффициент энергоэффективности УОГ К УОГ ээ - Формула (8.76) 4.2 Коэффициент гидравлической эффективности УОГ К УОГ гэ - Формула (8.77)   Оценка эффективности расходования топливно-энергетических ресурсов компрессорной станцией Порядок анализа эффективности расходования ТЭР КС: проводят оценку эффективности расходования ТЭР компрессорными цехами в соответствии с 9.5 стандарта; на многоцеховых КС проводят анализ оптимальности распределения нагрузки (производительности) между КЦ. Для этого по результатам расчета показателей энергоэффектив- тэр   ности КЦ Екц выявляют более экономичные КЦ (таблица 9.3). Определяют возможность их догрузки при соответствующей разгрузке менее экономичных КЦ. С этой целью проводят анализ коэффициентов техсостояния ГПА (по мощности и КПД), полученных на этапе инструментального обследования; – проводят анализ эффективности расходования топливно-энергетических ресурсов ЭСН, СОГ и котельными, а также оценку показателей энергоэффективности этих объектов (по отдельным методикам).   60   Та б л и ц а 9 . 3 – Оценка энергоэффективности КС     Наименование показателя Единицы измерений КЦ-1 КЦ-2 ... КС Фактический Нормативный Фактический Нормативный Фактический Нормативный Фактический Нормативный 1 Расход газа на собственные технологические нужды КЦ, КС, в т.ч.   тыс. м3 Формула (7.2) п.1.1+ п.1.2+п.1.3   Формула (7.2) п.1.1+ п.1.2+ + п.1.3   Формула (7.2) п.1.1+ п.1.2+ + п.1.3 Формула (7.5) п.1.1+п.1.2+ +п.1.3 1.1 топливный газ тыс. м3 Технические СИ Расчет [3] Технические СИ Расчет [3] Технические СИ Расчет [3] Технические СИ [4] 1.2 на ПТН тыс. м3 Расчет* Расчет [3] Расчет* Расчет [3] Расчет* Расчет [3] Расчет* [4] 1.3 ТП газа тыс. м3 Измерение** Расчет [3] Измерение** Расчет [3] Измерение** Расчет [3] Измерение** Расчет [3] 2 Расход электроэнергии на СТН КЦ, КС, в т.ч.   тыс. кВт·ч Формула (7.3) СТО Газпром 3.3-2-001 Формула (7.3) СТО Газпром 3.3-2-001 Формула (7.3) СТО Газпром 3.3-2-001 Формула (7.6) СТО Газпром 3.3-2-001 2.1 на компримирование газа КЦ, КС   тыс. кВт·ч Технические СИ СТО Газпром 3.3-2-001 Технические СИ СТО Газпром 3.3-2-001 Технические СИ СТО Газпром 3.3-2-001 Формула (7.7) СТО Газпром 3.3-2-001 2.2 расход электроэнергии на ПТН КЦ, КС   млн м3 Технические СИ СТО Газпром 3.3-2-001 Технические СИ СТО Газпром 3.3-2-001 Технические СИ СТО Газпром 3.3-2-001 Формула (7.8) СТО Газпром 3.3-2-001 2.3 ТП электроэнергии тыс. кВт·ч - Расчет [2] - Расчет [2] - Расчет [2] - Расчет [2] 3 Расход ТЭР КЦ, КС т у.т. Формула (7.1) - Формула (7.1) - Формула (7.1) - Формула (7.4) - 4 Политропная работа сжатия тыс. кВт·ч Формула (9.4) Расчет [3] Формула (9.4) Расчет [3] Формула (9.4) Расчет [3] Формула (9.2) Расчет [3] 5 Удельный расход ТГ кг у.т./кВт·ч Формула (9.3) Расчет [3] Формула (9.3) Расчет [3] Формула (9.3) Расчет [3] - - 6 Удельный расход газа на ПТН КЦ м3/кВт·ч Формула (9.7) Расчет [3] Формула (9.7) Расчет [3] Формула (9.7) Расчет [3] - - 7 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа КЦ   кВт·ч /кВт·ч Формула (9.10) СТО Газпром 3.3-2-001 Формула (9.10) СТО Газпром 3.3-2-001 Формула (9.10) СТО Газпром 3.3-2-001 - - 8 Удельный расход электроэнергии на СТН КЦ кВт·ч/ млн м3 ·км Формула (9.11) СТО Газпром 3.3-2-001 Формула (9.11) СТО Газпром 3.3-2-001 Формула (9.11) СТО Газпром 3.3-2-001 - - 9. Удельный расход ТЭР КЦ, КС кг у.т./кВт·ч Формула (9.12) - Формула (9.12) - Формула (9.12) - Формула (9.1) - СТО Газпром 2-1.20-122-2007   Расчет проводить по методике, утвержденной в дочернем обществе. 61   ** Измерение проводить в соответствии с 8.6 настоящего стандарта. Оценка эффективности расходования топливно-энергетических ресурсов компрессорным цехом Порядок анализа эффективности расходования ТЭР КЦ: проводят анализ топливного газа с оценкой соответствия фактических показателей нормативным значениям; проводят анализ расхода электроэнергии на компримирование с оценкой соответствия фактических показателей нормативным значениям; проводят анализ расхода газа на прочие технологические нужды основного производства с оценкой соответствия фактических показателей нормативным значениям этих показателей; проводят анализ технологических потерь газа и электроэнергии с оценкой соответствия их нормативным значениям. Нормы расхода газа и электроэнергии по статьям затрат на СТН КЦ должны быть рассчитаны согласно РД 153-39.0-112-2001 [3], СТО Газпром 3.3-2-001. Пример оценки показателей энергоэффективности КЦ представлен в приложении Ж. тг   Оценку эффективности использования топливного газа КЦ производят посредством проведения расчетов и сравнением фактического удельного расхода топливного газа с нормой расхода топливного газа за расчетный период. Отклонение фактического удельного расхода топливного газа КЦ от нормы ΔЕкц , %, вычисляют по формуле H кц ΔЕ кц  тг E кц тг   100, H   тг кц тг (9.13)   эк   тг   где Нкц – норма расхода топливного газа КЦ, кг у.т./кВт · ч, вычисляют согласно Методике [3]. В случае превышения ΔЕкц более чем на 5 % необходимо произвести анализ эффектив- ности работы основных элементов ГПА на этапе инструментального обследования. При анализе причин превышения фактического расхода топливного газа над нормативным оценивают: 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). Перерасход топливного газа КЦ от снижения КПД газотурбинных приводов ГПА, за расчетный период ΔQкц , тыс. м3 , вычисляют по формулам тг(гту)   62   ΔQ    кц тг(гту) K 0  К ф тг тгср К 0 тг   тг    Qкц ,   (9.14)      K ф  1  К ф ,    тгср  i1 тгi (9.15) тг   где Qкц – фактический объем топливного газа, расходуемый КЦ за расчетный период, тыс. м3; Ко   тг – нормативный коэффициент технического состояния ГТУ по топливному газу, используют данные, приведенные в таблице Б.1 (приложение Б); К ф   тгср – средний коэффициент технического состояния ГТУ КЦ по топливному газу на фактическом режиме;  – количество ГПА. Перерасход топливного газа от снижения политропного КПД ЦБН ΔQкц 3 тг(пол.), тыс. м , вычисляют по формулам ΔQ  ΔQ  ΔQ ,   кц кц кц тг(пол.) тг(н) тг(р) (9.16) ΔQ    кц тг(н) ΔQ    кц тг(р)   К 0  К ф н нср К   0 н   К 0  К ф р рср   К   0 р    Q   кц тг   тг    Qкц ,   (9.17)   (9.18)      К ф  1  К ,    i   н.ср  н i1 (9.19)      К ф  1  К ,    i   р.ср  р i1 (9.20)   где ΔQ   кц тг(н) тыс. м3; ΔQкц – перерасход топливного газа из-за снижения технического состояния ЦБН КЦ, тг(р) – перерасход топливного газа из-за отклонения режима работы ЦБН КЦ от опти- мального, тыс. м3; К ф   нср – средний коэффициент технического состояния ЦБН КЦ на фактическом режиме; К ф   рср – средний режимный коэффициент ЦБН КЦ на фактическом режиме; К 0 0 н, К р – нормативные коэффициенты технического состояния и режимный коэффици- ент ЦБН, для всех типов ЦБН принимают равными 0,95.   63 птн   Отклонение фактического расхода газа на ПТН КЦ от нормы за расчетный период ΔЕ кц , %, вычисляют по формуле кц кц   ΔЕ    кц птн Hптн  Eптн H   кц птн 100,   (9.21)   птн   где Н кц – норма расхода газа на ПТН КЦ, м3/кВт·ч, вычисляют согласно Методике [3]. птн   В случае превышения ΔЕкц более чем на 5 % производят углубленный анализ причин перерасхода газа по этой статье затрат. пн   Отклонение показателя удельных технологических потерь газа КЦ от нормы за расчетный период ΔЕ кц , %, вычисляют по формуле H кц  E кц ΔЕ кц  тп тп 100, (9.22) H   тп кц тп   тн   где Н кц – норма расхода газа на ТП КЦ, м3/кВт·ч, вычисляют согласно Методике [3]. пн   В случае превышения ΔЕ кц более чем на 5 % производят углубленный поиск утечек газа на этапе инструментального обследования. эк   Производят оценку эффективности использования электроэнергии на компримирование КЦ (таблица 9.3). Отклонение фактического удельного расхода электроэнергии на компримировании газа КЦ от нормы за расчетный период ΔЕ кц , %, вычисляют по формуле H   E   кц кц кц эк эк Еэк  100, H   кц эк (9.23)   эк   где Н кц – норма расхода электроэнергии на компримирование КЦ, кВт·ч/кВт·ч, вычисляют согласно СТО Газпром 3.3-2-001. эк   В случае превышения ΔЕ кц более чем на 5 % производят углубленный анализ эффективности работы ЦБН ЭГПА на этапе инструментального обследования. Производят оценку эффективности использования электроэнергии на СТН КЦ (таблица 9.3). Отклонение фактического удельного расхода электроэнергии на СТН КЦ от эстн   нормы за расчетный период ΔЕ кц , %, вычисляют по формуле   кц кц ΔЕ   кц эстн H  E  эстн эстн 100, H   кц эстн   (9.24)   где Н   кц эстн норма расхода электроэнергии на СТН КЦ, кВт·ч/кВт·ч, вычисляют согласно СТО Газпром 3.3-2-001.   64 Разработка энергосберегающих мероприятий При разработке энергосберегающих мероприятий необходимо: разработать техническое описание предлагаемых энергосберегающих мероприятий; оценить энергосберегающий эффект в физическом выражении (м3, кВт·ч, ккал); оценить экономический эффект от энергосбережения. Форма представления энергосберегающих мероприятий приведена в таблице И.1 (приложение И). Энергосберегающие мероприятия должны располагаться 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 (организациями) по внедрению энергоэкономичных технологических режимов, соблюдения режима экономии и осуществляемые в порядке текущей деятельности предприятия. «Малозатратные» – мероприятия со сроком окупаемости от 2-х до 3-х лет. Финансирование на них может быть осуществлено за счет средств самого ГТП. «Затратные» – мероприятия со сроком окупаемости до 7 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 (одноставочного, двухставочного) тарифа; на тепловую энергию – по цене тарифа покупной тепловой энергии. Приоритетные направления по экономии газа должны включать следующие основные направления, приведенные в таблице И.2 (приложение И): оптимизация режимов работы КЦ, КС; ремонт и техническое обслуживание оборудования КЦ; совершенствование технологических операций; повышение технического состояния оборудования; уменьшение технологических потерь газа. Приоритетные направления экономии электроэнергии должны включать следующие направления, приведенные в таблице И.3 (приложение И): оптимизация режимов энергопотребления КЦ, КС;     65 оптимизация режимов работы энергооборудования КЦ; повышение технического состояния энергооборудования; ремонт и техническое обслуживание оборудования КЦ. При оценке экономической эффективности энергосбережения необходимо определить следующие показатели: величины сэкономленного природного газа, электроэнергии, тепловой энергии, тыс. м3, тыс. кВт·ч, Гкал; затраты на внедрение энергосберегающих мероприятий, тыс. руб.; стоимостной эффект энергосбережения, тыс. руб.; показатели экономической эффективности энергосбережения. Затраты на внедрение энергосберегающих мероприятий включают: стоимость проекта, стоимость оборудования, стоимость материалов, стоимость монтажа и наладки, налоги и др. статьи. Энергосберегающий эффект согласно Инструктивным материалам [13] определяется как разница в расходе ТЭР (газа, электроэнергии, тепловой энергии) объектами КЦ, КС, возникающая при внедрении энергосберегающего мероприятия по сравнению с базовым вариантом.   тия. Расчет энергосберегающего эффекта должен быть представлен для каждого мероприя-   Стоимостные эффекты экономии природного газа, электроэнергии и тепловой энер- гии Sг, Sээ, Sтэ, тыс. руб., вычисляют по формулам Sг  Цг ΔVПГ ,   Sээ  Цээ ΔVЭЭ,   Sтэ  Цтэ ΔVТЭ ,   (9.25)   (9.26)   (9.27)   где Цг, Цээ, Цтэ – цены на газ, электроэнергию, тепловую энергию; руб./тыс. м3, руб./кВт·ч, руб./Гкал; ΔVПГ, ΔVЭЭ, ΔVТЭ – величины сэкономленного природного газа, электроэнергии, тепловой энергии; тыс. м3; тыс. кВт·ч; Гкал. В качестве показателей экономической эффективности предлагаемых энергосберегающих мероприятий в соответствии с Временными методическими указаниями [14] используют: накопленный чистый дисконтированный доход; внутреннюю норму доходности; срок окупаемости (с учетом дисконтирования).