Параметр

Обозначения

Единицы измерений

Показания

Режим № 1

(все вентиляторы включены)

Барометрическое давление

Pа

кПа

99,00

Температура воздуха

tа

°С

6,40

Температура газа на входе

t1УОГ

°С

43,00

Температура газа на выходе

t2УОГ

°С

24,80

Коммерческая производительность КЦ

qкц

млн м3/сут

125,50

Избыточное давление газа на входе УОГ

P1УОГ

кг /см2

72,15

Потери давления в УОГ

ΔРУОГ

кПа

47,00

Мощность, потребляемая вентиляторами УОГ

NУОГ

кВт

868,44

Плотность газа в стандартных условиях

Δo

кг/м3

0,68

Основные показатели

Обозначение

Единицы измерения

Тип АВО

2АВГ-75

АВГ-85МГ

Тип электродвигателя вентилятора

ВАСО 16-14-24У1

ВА180М12

Синхронная частота вращения

nно

мин-1

250

500

Избыточное давление газа на входе в АВО

Р1но

кг/см2

75

85

Расход газа

Gно

кг/ч (кг/с)

196000 (54,4)

186000 (51,7)

Температура газа на входе в АВО

t2но

°С

75

60

Температура газа на выходе из АВО

t1но

°С

45

40

Температура воздуха

t a но

°С

30

27

Тепловая нагрузка

Qно

кВт

4390

2822,1

Потеря давления

ΔPно

кПа

30

20

Номинальная мощность электродвигателя

Nно

кВт

37

6

Примечание – При составлении таблицы использованы параметры назначения ТЗ на АВО, выполненных по ГОСТ Р 51364.

№ вентилятора

Мощность фазы, кВт

Мощность электродвигателя, кВт

1

12,58

37,74

2

10,50

31,5

3

9,51

28,53

4

12,20

36,6

5

13,80

41,4

6

10,84

32,52

7

11,90

35,7

8

12,15

36,45

9

12,50

37,5

10

13,02

39,06

11

14,40

43,2

12

15,50

46,5

13

15,20

45,6

14

12,50

37,5

15

15,10

45,3

16

10,20

30,6

17

15,70

47,1

18

13,30

39,9

19

15,30

45,9

20

14,20

42,6

21

14,80

44,4

22

2,38

7,14

23

2,38

7,14

24

2,38

7,14

25

2,38

7,14

26

2,38

7,14

27

2,38

7,14

Наименование величины

Обозначение

Единицы измерений

Формула, источник, пункт

Значение параметра

Измеренные параметры

Барометрическое давление

Pа

кПа

измерение

99

Температура воздуха

tа

°С

измерение

6,4

Расход газа в УОГ

qкц

млн м3/сут

Данные ПДС

125,50

Плотность газа при стандартных условиях

0

кг/м3

Данные ПДС

0,6809

Избыточное давление газа на входе в УОГ

P1УОГ

кг/см2

измерение

72,15

Потеря давления в УОГ

ΔPУОГ

кПа

измерение

47

Температура газа на входе УОГ

t1УОГ

°С

измерение

43

Температура газа на выходе УОГ

t2УОГ

°С

измерение

24,8

Мощность УОГ

NУОГ

кВт

таблица Д.3

868,44

Расчет фактических параметров УОГ

Относительная плотность газа по воздуху

Δв

-

Формула (8.12)

0,5650

Газовая постоянная

R

кДж/кг·К

Формула (8.13)

0,5080

Массовый расход газа в УОГ

GУОГ

кг/c

Формула (8.48)

988,20

Массовый расход газа в АВО

GАВО

кг/c

Формула (8.49)

70,60

Абсолютное давление газа на входе в УОГ

P1УОГ

МПа

Р1УОГ  Р

10,2 а

7,1745

Абсолютное давление газа на выходе из УОГ

P2УОГ

МПа

Формула (8.65)

7,1275

Среднее давление газа в УОГ

PУОГср

МПа

Формула (8.64)

7,1510

Температура газа на входе в УОГ

T1УОГ

К

Формула (8.62)

316,15

Температура газа на выходе из УОГ

T2УОГ

К

Формула (8.63)

297,95

Средняя температура газа в УОГ

TУОГср

К

Формула (8.61)

307,05

Температура воздуха

Tа

К

tа + 273,15

279,55

Коэффициент сжимаемости газа на входе в УОГ

Z1УОГ

-

Формула (8.73)

0,9043

Коэффициент сжимаемости газа на выходе из УОГ

Z2УОГ

-

Формула (8.74)

0,8747

Средний коэффициент сжимаемости газа в УОГ

ZУОГср

-

Формула (8.72)

0,8895

Средняя плотность газав УОГ

УОГср

кг/м3

Формула (8.71)

51,54

Средняя теплоемкость газа в УОГ

Cрср

кДж/кг

Формула (8.60)

2,7370

Наименование величины

Обозначение

Единицы измерений

Формула, источник, пункт

Значение параметра

Расчет номинальных параметров АВО типа 2АВГ-75

Расход газа

Gно

кг/с

Таблица Д.2

54,4

Абсолютное давление газа на входе

P1но

МПа

Р '1но  Р

10,2 а

7,46

Потеря давления

ΔPно

кПа

Таблица Д.2

30,00

Абсолютное давление газа на выходе

P2но

МПа

P1но – 10-3·ΔPно

7,43

Среднее абсолютное давление

Pсрно

МПа

(Р1но + Р2но) / 2

7,445

Температура газа на входе

T1но

К

t1но + 273,15

348,15

Температура газа на выходе

T2но

К

t2но + 273,15

318,15

Средняя температура

Tcрно

К

(Т1но + Т2но) / 2

333,15

Температура воздуха

Tано

К

tано + 273,15

303,15

Коэффициент сжимаемости на входе

Z1но

-

Формула (8.73) Для номинальных параметров

0,9561

Коэффициент сжимаемости газа на выходе

Z2но

-

Формула (8.74) Для номинальных параметров

0,9045

Средний коэффициент сжимаемости

Zсрно

-

(Z1но + Z2но) / 2

0,9303

Средняя плотность

срно

кг/м3

Формула (8.71)

46,34

Расчет номинальных параметров АВО типа АВГ-85МГ

Расход газа

Gно

кг/ч ( кг/с )

Таблица Д.2

186000

(51,7)

Абсолютное давление газа на входе

P1но

МПа

Р1но  Р

10,2 а

8,44

Потеря давления

ΔPно

кПа

Таблица Д.2

20,00

Абсолютное давление газа на выходе

P2но

МПа

P1но – 10-3·ΔPно

8,42

Среднее абсолютное давление

Pсрно

МПа

(Р1но + Р2но) / 2

8,43

Температура газа на входе

T1но

К

t1но + 273,15

333,15

Температура газа на выходе

T2но

К

t2но + 273,15

313,15

Средняя температура газа

Tcрно

К

(Т1но + Т2но) / 2

323,15

Температура воздуха

Tано

К

tано + 273,15

300,15

Коэффициент сжимаемости газа на входе

Z1но

-

Формула (8.73)

Для номинальных параметров

0,9214

Коэффициент сжимаемости газа на выходе

Z2но

-

Формула (8.74)

Для номинальных параметров

0,8827

Средний коэффициент сжимаемости газа

Zсрно

-

(Z1но + Z2но) / 2

0,9020

Наименование величины

Обозначение

Единицы измерений

Формула, источник, пункт

Значение параметра

Средняя плотность газа

срно

кг/м3

Формула (8.71)

Для номинальных параметров

56,93

Расчет коэффициентов эффективности УОГ

Тепловая нагрузка на АВО 2АВГ-75

Q2АВГ-75р

кВт

Рис. Д.1 приложение Д

4200

Тепловая нагрузка на АВО АВГ-85МГ

QАВГ-85МГр

кВт

Рис. Д.2 приложение Д

3950

Тепловая нагрузка на УОГ (расчетная)

QУОГр

кВт

Q2АВГ-75 · ( 9 + 3 · 0,67 +

+ 1 · 0,06) + QАВГ-85МГ

50444

Тепловая нагрузка на УОГ (фактическая)

QУОГ

кВт

Формула (8.59)

49226

Мощность УОГ (расчетная)

NУОГр

кВт

Формула (8.66)

833,30

Мощность УОГ (фактическая)

NУОГ

кВт

Таблица Д.2

868,44

Показатель энергоэффективности УОГ (расчетный)

ЕУОГ

ээр

-

Формула (8.68)

60,5

Показатель энергоэффективности УОГ (фактический)

ЕУОГ

ээ

-

Формула (8.69)

56,7

Коэффициент энергоэффективности УОГ

КУОГ

ээ

%

Формула (8.76)

93,7

Гидравлическое сопротивление 2АВГ-75 (расчетное)

ΔP2АВГ-75р

кПа

Формула (8.70)

46,34

Гидравлическое сопротивление АВГ-85МГ (расчетное)

ΔPАВГ-85МГр

кПа

Формула (8.70)

41,18

Гидравлическое

сопротивление УОГ (расчетное)

ΔPУОГp

кПа

14 · ( ΔP2АВГ-75 · ΔPАВГ-85МГ )/(ΔP2АВГ-75 + 13 · ΔPАВГ-85МГ)

45,92

Коэффициент гидравлической эффективности УОГ

КУОГ

гэ

%

Формула (8.77)

97,7

Примечание – Коэффициенты снижения теплосъема Q2АВГ-75 при одном неработающем вентиляторе и конвективном теплообмене, соответственно, составляют 0,67 и 0,06. Последним коэффициентом ввиду его малой величины в расчетах можно пренебречь.

Дочернее общество

ООО «.....»

Структурное подразделение дочернего общества

ЛПУ МГ

Технологический объект:

КС №1, КЦ №1

Технологический узел:

АВО газа

Дата проведения измерений

Наименование обследованного технологического узла и оборудования

УОГ

УОГ

Арматура

Свечи

Состав группы специалистов, выполнивших измерения (Ф.И.О.)

Иванов И.И. Петров И.И.

Сидоров М.М. Николаев А.А.

Количество скринингов (поисков утечек)

375 ед. арматуры

16

Количество обнаруженных утечек

4 (рабочий протокол № 2)

1

Количество утечек, параметры которых измерены

1 (рабочий протокол № 3.1) 3 (рабочий протокол № 3.2)

1

Примечание (комментарии):

Не измерена 1 утечка, классифицируемая в оответствии с ВРД 39-1.13-040-2001 как

микроутечка класса 1 (концентрация CH4 при обнаружении менее 2 % об., объем утечки менее 1 м3)

-

Соответствующие установки (планы, чертежи и т.д.)

Схема УОГ

Подписи специалистов, выполнивших измерения

Место проведения измерений

(наименование объекта номер/наименование технологического узла, цеха)

Объект №1, КЦ №1.

Установка охлаждения газа

Дата измерений: год

Средства обнаружения утечки (измерения концентрации СН при

4

обнаружении утечки)

Газоанализатор: Янски № J3, ПГА-200, ФП 11.2

Прочее: атмосферное давление 0,1022 МПа

Номер обнаруженной утечки

Краткое описание обнаруженной утечки (наименование и номер по технологической схеме арматуры, места и причины утечки)

Диаметр арматуры (мм)

Давление (атм)

Наименование прибора

Единицы измерения

Концентрация СН при

4

обнаружении утечки

Примечание

1

По штоку крана 103-09. Выход АВО газа, 1 секция

300

75

Янски J3

% об.

70 (3,1)

Утечка измерена И1 (1). Результаты

измерения приведены в Протоколе

№ 3.1

2

Торцевая плитка охлаждения, кран 103-31

200

75

ФП 11.2

% об.

5

Проведен замер И2 (2,3,4) группы утечек. Результаты

измерения приведены в Протоколе

№ 3.2

3

Торцевая плитка охлаждения, кран 103-29

200

75

ФП 11.2

% об.

5

4

Торцевая плитка охлаждения, кран 103-32

200

75

ФП 11.2

% об.

5

Подписи специалистов, выполнивших измерения

Место проведения измерений (наименование газопровода, отметка трассы, номер кранового узла)

ООО «…», ЛПУ МГ

КС №1, КЦ №1. Блок охлаждения газа

Дата измерений:

Средства измерения параметров утечки

Газоанализатор GFG 1, газовый счетчик, термометр, барометр

Атмосферное давление 0,1022 МПа

Номер измеренной утечки

в соответствии

с Протоколом № 2

Показание счетчика

Время замера, ч

Температура газовоздушной смеси, оС

Наименование газоанализатора

Единицы измерения

Измеренная концентрация СН4

Примечание

Начальное,

м3

Конечное,

м3

И1 (1)

434,2

435,4

0,05

4,0

GFG 1

% об.

0,55

Подписи специалистов, выполнивших измерения

Место проведения измерений (наименование газопровода, отметка трассы, номер кранового узла)

ООО «…», ЛПУ МГ, КС №1, КЦ №1

Блок охлаждения газа

Дата измерений:

Средства измерения параметров утечки

Газоанализатор: Янски № J1, GFG 1, Термоанемометр МК-2

Атмосферное давление 0,1022 МПа

Номер измеренной утечки в соответствии

с Протоколом № 2

Скорость потока, м/с

Диаметр патрубка в измерительном сечении,

мм

Tемпература газовоздушной смеси,

°C

Наименование газоанализатора

Единицы измерения

Измеренная концентрация СН4

Примечание

И2 (2,3,4)

6,9

200

4,5

GFG-1

% об.

0,3

Подписи специалистов, выполнивших измерения

Место проведения измерений (наименование газопровода, отметка трассы, номер кранового узла)

ООО «…», ЛПУ МГ, КС №1, КЦ №1

Блок охлаждения газа

Дата измерений:

Средства измерения параметров утечки

Газоанализатор: Янски № J1, GFG 1, Термоанемометр МК-2

Атмосферное давление 0,1022 МПа

Номер утечки обнаруженной и/или измеренной

Наименование и номер свечи по технологической схеме

Скорость потока, м/сек

Диаметр свечи, мм

Tемпература газа,

°C

Наименование газоанализатора

Единицы измерения

Измеренная концентрация СН4

Примечание

с1 (Ис1)

Свеча крана №103-33, выход АВО газа, 1 секция

0,1

50

4,5

GFG

% об.

0,5

Подписи специалистов, выполнивших измерения

Обозначение измеренной утечки от арматуры

Идентификация измеренной

утечки от арматуры

Диаметр арматуры, Ду, мм

Измеренная концентрация CСН4в газовоздушной смеси, % об.

Температура газовоздушной смеси, оС

Фактический расход газовоздушной смеси,

м3/ч

Расход газовоздушной смеси, приведенный к нормальным условиям (Т = 273 К,

Р = 0,1013 МПа), м3/сут

Расход метана при нормальных условиях

(Т = 273 К,

Р = 0,1013 МПа),

м3/сут

Пример заполнения

1

И1 (1)

КЦ №1. По штоку крана 103-09.

Выход АВО газа, 1 секция

300

0,55

4,0

24,0

564,48

3,10

Обозначение измеренных утечек

Идентификация измеренных утечек

Диаметр патрубка в измерительном сечении, Ду, мм

Результаты измерения объема группы утечек

Измеренная концентрация СН4, % об.

Средняя скорость газовоздушной смеси, м/с

Температура газовоздушной смеси, °С

Фактический расход газовоздушной смеси, м3/ч

Расход газовоздушной смеси, приведенный к н.у.

(Т = 273 К,

Р = 0,1013 МПа),

м3/сут

Расход метана при н.у.

(Т = 273 К,

Р = 0,1013 МПа),

м3/сут

Пример заполнения

1

И2 (2,3,4)

КЦ №1. Торцевая плитка блока охлаждения технологического газа.

Краны № 103-31,103-29,

103-32

200

0,5

6,9

4,5

779,9

18313,68

3,82

Обозначение измеренной утечки от свечи

Идентификация свечи

в соответствии с технологической

схемой

Диаметр свечного крана, Ду, мм

Результаты измерения объема утечки от свечи

Измеренная концентрация СН4 в устье свечи,

% об.

Средняя скорость газовоздушной смеси, м/с

Температура газовоздушной смеси, °С

Фактический расход газовоздушной смеси, м3/ч

Расход газовоздушной смеси, приведенный к н.у. (Т = 273 К,

Р = 0,1013 МПа),

м3/сут

Расход метана при н.у.

(Т = 273 К,

Р = 0,1013 МПа),

м3/сут

Пример заполнения

1

с1 (Ис1) КЦ №1

Устройство охлаждения газа

Свеча крана

№ 103-33.

Выход АВО газа, 1 секция

50

74,5

0,1

4,5

0,706

16,56

12,33

Наименования измеряемых параметров

Наименование средств измерения

Единицы измерения

Диапазон измерения

Пределы основной погрешности СИ ( Δ; ;  )

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 газоанализаторыизмерители концентраций метана

% об.

0-1

0-5

0-100

Δ = ± 0,2 % об.

 = ± 5 %

 = ± 25 %

1.2

Скорость газового потока

Измерители скорости газовых потоков

м/с

От 0,2 до 40

ΔV1 =  (0,05 +0,05VX) м/с в диапазоне от 0,1 до 0,5 м/с;

ΔV2 =  (0,1+0,05VX) м/с в диапазоне от 0,5 до 2 м/с;

ΔV3 =  (0,5 +0,05VX) м/с в диапазоне от 2 до 40 м/с

1.3

Расход газовой смеси

Измерители расхода газовой смеси по

м3/ч

От 4 до 400

 =  0,2 %

1.4

Производительность вентиляционных побудителей расхода

Вентиляционные побудители расхода

м3/ч

От 100 до 3000

-

1.5

Температура газовой смеси

Термометр

С

От -40 до 0

От 0 до +85

Δt =  0,2 С в диапазоне от минус 10

1

до плюс 50 °С;

Δt =  0,5 С в диапазоне от минус 40

2

до минус 10 С и от плюс 50 до плюс 85 С

1.6

Давление атмосферное

Манометр дифференциальный

кП

От 80 до 110

ΔР1 =  0,3 кПа ( 2,3 мм. рт. ст.) при температуре от 0 до 60 оС; ΔР2 =  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 концентраций метана

% об.

0-1

0-5

0-100

Δ = ± 0,2 % об.

 = ± 5 %

 = ± 25 %

Наименования измеряемых параметров

Наименование средств измерения

Единицы измерения

Диапазон измерения

Пределы основной погрешности СИ ( Δ; ;  )

2.2

Скорость газового потока

Измерители скорости газовых потоков

м/с

от 0,2 до 40

ΔV1 =  (0,05+0,05VX) м/с в диапазоне от 0,1 до 0,5 м/с;

ΔV2 =  (0,1+0,05VX) м/с в диапазоне от 0,5 до 2 м/с;

ΔV3 =  (0,5 + 0,05VX) м/с в диапазоне от 2 до 40 м/с

2.3

Температура газовой смеси

Термометр

С

от -38 до 0

от 0 до + 100

Δt =  0,2 С в диапазоне от минус 10

1

до плюс 50 С;

Δt =  0,5 С в диапазоне от минус 40

2

до минус 10 С

и от плюс 50 до плюс 85 С

2.4

Давление атмосферное

Манометр дифференциальный

кПа

От 80 до 110

ΔР1 =  0,3 кПа ( 2,3 мм. рт. ст.) при температуре от 0 до 60 С; ΔР2 =  1,0 кПа ( 7,6 мм. рт. т.)

при температуре от минус 20 до 0 С.

Δ – пределы допускаемой абсолютной основной погрешности, выраженной в единицах измеряемой величины;

 – пределы допускаемой приведенной основной погрешности, %;

 – пределы допускаемой относительной основной погрешности, %

Наименование параметров

Обозначения

Единица измерений

По агрегатам

ГПА-Ц-18

ГПА-Ц-18

ГПА-Ц-16

ГПА-Ц-18

1 Тип ЦБН

-

-

НЦ-16-76-1,44/5300

2 Количество работающих ГПА

nр

кВт

4

3 Количество установленных ГПА

nуст

ед.

5

4 Номинальная мощность ГПА

N 0

e

ед.

18000

18000

16000

18000

5 Агрегаты эксплуатирующиеся с котламиутилизаторами

nу

ед.

1

1

-

1

6 Газовая постоянная

R

кДж/кгК

0,5089

7 Относительная плотность газа по воздуху

Δв

0,5654

8 Массовая теплотворная способность газа

Qм

кДж/кг

49137

9 Объемная теплотворная способность газа 10 (Т = 293,15 К)

Qр н

кДж/м3

33459

11 Плотность газа (при 20 °С и 0,1013 МПа)

0

кг/м3

0,6809

12 Барометрическое давление

Ра

МПа

0,099

Наименование параметров

Обозначения

Единица измерений

По агрегатам

ГПА-Ц-18

ГПА-Ц-18

ГПА-Ц-16

ГПА-Ц-18

1 Давление газа на входе в нагнетатель

P1н

кг/см2

54,20

54,45

54,60

54,20

P1н

МПа

5,414

5,437

5,452

5,415

2 Давление газа на выходе из нагнетателя

P2н

кг/см2

72,00

72,30

72,40

71,90

P2н

МПа

7,158

7,187

7,197

7,146

3 Температура газа на входе в нагнетатель

t1н

оС

18,9

19,0

18,8

18,9

T1н

К

292,0

292,1

291,9

292,0

4 Температура газа на выходе из нагнетателя

t2н

оС

43,8

44,0

43,5

43,6

T2н

К

316,9

317,1

316,6

316,7

5 Температура газа на входе в компрессор

t3

оС

8,4

6,8

8,5

8,0

6 Перепад давлений на конфузоре нагнетателя

ΔPк

кг/м2

2795

2735

2785

2868

7 Давление топливного газа

Pтг

кг/см2

23,17

23,22

23,25

23,19

МПа

2,371

2,376

2,379

2,373

8 Температура топливного газа

tтг

оС

20,95

20,92

20,67

20,50

Т тг

К

294,05

294,02

293,77

293,60

9 Перепад давления на диафрагме топливного газа

ΔPтг

кг/м2

4594

4556

4729

5006

10 Коэффициент сжимаемости газа на входе нагнетателя

z1н

-

0,8984

0,8982

0,8976

0,8984

11 Плотность газа на входе нагнетателя

1н

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 газа на входе диафрагмы ТГ

zтг

-

0,9553

0,9552

0,9550

0,9550

14 Плотность ТГ

тг

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

Показатели

Обозначение

Единица измерений

Источник информации, формула

Значение

1 Объем газа, транспортируемый

за расчетный период времени (сутки)

Qкц

млн м3/сут

4

qнi

i 1

125,67

2 Давление газа на входе КЦ

Р1кц

МПа

1 4

4 Р1нi

i 1

5,430

3 Давление газа на выходе КЦ

Р2кц

МПа

1 4

4 Р2нi

i1

7,172

4 Температура газа на входе КЦ

Т1кц

К

1 4

4 (t1нi  273)

i 1

292,0

5 Температура газа на выходе КЦ

Т2кц

К

1 4

4 (t2нi  273)

i 1

316,9

6 Индивидуальная норма расхода ТГ

Н 0

тг

м3/кВт ч

H 0  3  H 0

ц-16 ц-18

4

0,531

7 Объем ТГ, расходуемый КЦ за расчетный период времени (сутки)

Q кц тг

тыс. м3

24 3600 3 4

 10  Gтгi

0 i 1

496,8

8 Коэффициент влияния температуры воздуха на входе компрессора

Ка

-

1,02+0,0025·(t3 + 5)

1,040

9 Коэффициент влияния котловутилизаторов

Ку

-

1  0,025  nу

nр

1,020

10 Норма расхода топливного газа КЦ

Н кц

тг

м3/кВт·ч

Ка·Ку·Н0

тг

0,563

11 Коэффициент сжимаемости газа по параметрам входа в КЦ

z1кц

-

1 4

  z1н j

4 j 1

0,898

12 Степень сжатия газового потока КЦ

кц

-

Формула (9.27)

1,32

13 Политропная работа сжатия КЦ

Lкц

кВт·ч

Формула (9.26)

916604

14 Фактический удельный расход ТГ

Е кц тг

м3/кВт·ч

Формула (9.25)

0,542

15 Отклонение фактического удельного расхода ТГ КЦ от нормы

ΔЕ кц

тг

%

H кц  E кц

тг тг 100 %

Нкц тг

-3,7

16 Нормативная потребность в ТГ КЦ за расчетный период времени (сутки)

П кц

тг

тыс. м3

Н кц·L

тг кц

516,0

17 Отклонение фактического расхода ТГ КЦ от нормативного

ΔQ кц

тг

тыс. м3

Q кц – П кц тг тг

-19,0

Примечание – Знак «-» означает экономию ТГ.

Показатели

I кв.

II кв.

III кв.

IV кв.

За год

1 Расход газа на собственные технологические нужды, млн м3, в т.ч.:

49,678

46,646

43,286

53,348

192,959

– топливный газ, млн м3

48,502

44,886

42,136

52,145

187,668

– газ на ПТН, млн м3

0,353

0,528

0,345

0,361

1,587

– ТП газа, 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 ПТН, 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

Виды затрат ТЭР

Энергосберегающие мероприятия

Объекты внедрения

Объемы внедрения

Необходимые затраты, тыс. руб.

Энергосберегающий эффект

Срок окупаемости

1. Природный газ, тыс. м3

Технологические нужды основного производства

Технологические нужды вспомогательного производства

Технологические потери

ИТОГО

2. Электроэнергия, тыс. кВт·ч

Технологические нужды основного производства

Технологические нужды вспомогательного производства

Технологические потери

ИТОГО

Всего по программе

Мероприятия

Факторы эффекта энергосбережения

1 Оптимизация режимов работы КС

1.1 Оптимальное распределение нагрузки между КЦ многоцеховых КС

Оптимизация режимов работы ГПА по критерию минимума суммарных энергозатрат

на многоцеховой КС. Уменьшение расхода топливного газа

1.2 Оптимизация режимов работы КС за счет строительства межцеховых перемычек

Оптимизация режимов работы КЦ по критерию минимума суммарных энергозатрат

на многоцеховой КС. Уменьшение расхода топливного газа

2 Оптимизация режимов работы КЦ

2.1 Оптимизация количества состава работающих ГПА

Включение в работу минимального необходимого количества наиболее эффективных ГПА

на основе контроля их располагаемой мощности и КПД

2.2 Замена сменной проточной части ЦБН

Согласование характеристик ГПА и газопровода. Уменьшение расхода топливного газа

2.3 Оптимизация распределения нагрузки между ГПА в КЦ

Уменьшение расхода топливного газа

и электроэнергии на компримирование газа

2.4 Внедрение САУи Р и САУ ГПА

Контроль расхода ТЭР на СТН, уменьшение расхода топливного газа и электроэнергии на компримирование газа

3 Ремонт и техническое обслуживание оборудования КЦ

3.1 Мероприятия по снижению гидравлического сопротивления выхлопного тракта ГТУ

Уменьшение расхода топливного газа

3.2 Уменьшение радиальных зазоров в проточной части осевых компрессоров

Уменьшение расхода топливного газа

4 Совершенствование технологических операций

4.1 Сокращение количества вынужденных остановок ГПА

Экономия газа за счет уменьшения расхода пускового и ТГ, уменьшение стравливания газа из контуров ЦБН

4.2 Перевод ГПА на электрический пуск

Экономия пускового газа

4.3 Внедрение экономических схем продувки пылеуловителей

Исключение сброса газа в атмосферу

4.4 Внедрение теплоутилизационных установок

Снижение расхода газа за счет подогрева ТГ выхлопными газами ГТУ. Использование утилизированного тепла для отопления

5 Повышение технического состояния оборудования

5.1 Замена ГТУ ГПА на более эффективные

Повышение КПД ГТУ. Уменьшение расхода топливного газа

5.2 Замена регенераторов ГПА на более эффективные

Уменьшение расхода топливного газа

6 Уменьшение технологических потерь газа

6.1 Выявление протечек на шаровых кранах, установленных на рециркуляционных контурах

Повышение КПД КЦ. Уменьшение расхода топливного газа и электроэнергии на компримирование

Мероприятия

Факторы эффекта энергосбережения

1 Оптимизация режимов энергопотребления КЦ, КС

1.1 Оптимизация режима энергопотребления КЦ, КС в часы максимума энергосистемы

Снижение расхода электроэнергии на основные технологические нужды

2 Оптимизация режимов работы энергооборудования КЦ

2.1 Оптимизация работы вентиляторов АВО газа

Уменьшение количества работающих двигателей АВО газа. Снижение расхода электроэнергии

на АВО

2.2 Внедрение системы АСКУЭ

Сокращение непроизводительных затрат электроэнергии (контроль за процессом электропотребления)

2.3 Строительство и реконструкция ЭСН

Уменьшение потребления покупной электроэнергии

2.4 Внедрение электронных счетчиков высокого класса точности приборов

Повышение точности учета потребляемой

электрической энергии по сравнению с ранее установленными индуктивными счетчиками

2.5 Оптимизация работы СКЗ по токовой

нагрузке, с целью ее снижения, распределение анодных полей защиты, выравнивания защитных потенциалов

Уменьшение расхода электроэнергии на СКЗ (контроль за процессом электропотребления)

2.6 Регулировка угла «атаки» лопастей вентиляторов АВО газа до 100 % загрузки электродвигателей

Уменьшение расхода электроэнергии на АВО газа

2.7 Внедрение автоматического управления системой освещения

Уменьшение расхода электроэнергии

на вспомогательные нужды (контроль за процессом электропотребления)

3 Повышение технического состояния электрооборудования

3.1 Замена СПЧ ЦБН

Уменьшение потребления электроэнергии на компримирование

3.2 Применение устройств «мягкого» пуска для электродвигателей АВО газа

Уменьшение потерь электроэнергии при пусковых режимах АВО

3 Замена конденсаторных установок для компенсации реактивной мощности

и повышения эффективности работы электроустановок

Уменьшение потерь электроэнергии

3.4 Замена устаревших СКЗ и их автоматизация, повышение напряжения с 6 до 10 кВ

Снижение расхода электроэнергии на СКЗ

3.5 Внедрение анодных заземлителей

с повышенным сроком службы и уменьшением сроков замены

Снижение расхода электроэнергии на СКЗ

3.6 Замена ламп накаливания на современные и экономичные приборы освещения

Снижение расхода электроэнергии на вспомогательные нужды

4 Ремонт и техническое обслуживание электрооборудования КЦ

4.1 Промывка (пропарка) секций АВО газа

Повышение уровня теплообмена. Снижение расхода электроэнергии на АВО

4.2 Замена лопастей вентиляторов АВО газа на более совершенные из полимерных материалов

Снижение расхода электроэнергии на АВО

Показатели энергоэффективности

Единица измерения

КЦ-1

КЦ-2

…

КС

1 Удельный расход ТЭР на СТН КС

кг у.т./кВт·ч

-

-

-

+

2 Норма расхода ТГ КЦ

кг у.т./кВт·ч

-

-

-

-

3 Удельный расход ТГ КЦ

кг у.т./кВт·ч

+

+

+

-

4 Норма расхода газа на ПТН

КЦ

м3/кВт·ч

+

+

+

-

5 Удельный расход газа на ПТН

КЦ

м3/кВт·ч

+

+

+

-

6 Норма ТП газа КЦ

м3/кВт·ч

+

+

+

-

7 Удельные ТП газа КЦ

м3/кВт·ч

+

+

+

-

8 Норма расхода электроэнергии на компримирование газа КЦ

кВт ч /кВт·ч

+

+

+

-

9 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа КЦ

кВт·ч /млн м3·км

+

+

+

-

10 Норма расхода электроэнергии на СТН КЦ

кВт·ч /млн м3·км

+

+

+

-

11 Удельный расход электроэнергии на СТН КЦ

кВт·ч/млн м3·км

+

+

+

-