doc_act

РД 153-39.0-112-2001 Методика определения норм расхода в природном газе на собственные технологические нужды

Реклама

  Скачать документ



ООО «НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ -
ВНИИГАЗ»

МЕТОДИКА
ОПРЕДЕЛЕНИЯ НОРМ РАСХОДА
И НОРМАТИВНОЙ ПОТРЕБНОСТИ В ПРИРОДНОМ ГАЗЕ
НА СОБСТВЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫ
МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА

РД 153-39.0-112-2001

МОСКВА 2001



Реклама

Министерство энергетики Российской Федерации
(Минэнерго России)

ПРИКАЗ

26 декабря 2001 г.

373

г. Москва

О введении в действие Методики определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа (РД 153-39.0-112-01)



Реклама

Руководящий документ «Методика определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа» (РД 153-39.0-112-01) разработан научно-исследовательским институтом природных газов и газовых технологий ООО «ВНИИГАЗ».

В целях установления единых правил планирования нормативного расхода природного газа, используемого на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа в организациях и предприятиях топливно-энергетического комплекса Российской Федерации независимо от форм собственности и ведомственной подчиненности, для обеспечения рационального и экономного использования природного газа на всех технологических уровнях транспорта газа приказываю:

1. Принять и ввести в действие с 1 января 2002 г. руководящий документ «Методика определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа» (РД 153-39.0-112-01).

2. Поручить ООО «ВНИИГАЗ» (по согласованию):

2.1. Оказывать предприятиям и организациям ТЭК методическую помощь по внедрению РД 153-39.0-112-01 (тел. 095-355-93-01, 095-355-95-07);



Реклама

2.2. Издание и распространение РД 153-39.0-112-01 (тел. 095-355-93-01, 095-355-95-07).

3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя Министра Устюжанина Г.С.

Министр И.Х. Юсуфов

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН

Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

2 ВНЕСЕН

Департаментом газовой промышленности и газификации Минэнерго России; Управлением науки, новой техники и экологии ОАО «Газпром»; Управлением транспортировки газа и газового конденсата ОАО «Газпром»

3 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Приказом Минэнерго России № 373 от 26 декабря 2001 г.

4 ВЗАМЕН

Инструкции по расчету норм и нормативной потребности в топливе и электроэнергии для транспорта газа. М.: ВНИИГАЗ, 1990.

5 УЧТЕНЫ

Требования Налогового кодекса РФ (часть вторая) от 05.08.2000 г. № 117-ФЗ, а также Постановление Правительства РФ от 22.01.2001 г. № 45 «О порядке утверждения нормативов использования газодобывающими и газотранспортными организациями природного газа на собственные технологические нужды».

6 ИСПОЛНИТЕЛИ

Г.С. Акопова, И.В. Барцев, А.В. Василенко, В.И. Дочин, В.И. Ефанов, С.Ф. Жданов, Ю.В. Забродин, А.Н. Калужских, Е.В. Леонтьев (руководитель темы), Ю.Г. Мутовин, Ю.Н. Синицын, И.А. Трегубов, В.А. Щуровский, Г.А. Хворов.

СОДЕРЖАНИЕ

1 Область применения. 2

2 Нормативные ссылки. 2

3 Сокращения. 3

4 Определения. 3

5 Обозначения. 4

6 Расчёт норм расхода природного газа для собственных технологических нужд компрессорного цеха. 5

7 Расчет нормативной потребности КЦ, КС, ГТП в топливном газе для компримирования. 8

8 Расчет нормативной потребности КЦ, КС, ЛПУМГ и ГТП в природном газе на прочие технологические нужды.. 10

9 Расчет нормативной потребности электростанций собственных нужд в топливном газе. 12

10 Расчет нормативной потребности СОГ в топливном газе. 12

11 Расчет норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газотранспортного предприятия и подотрасли «Транспорт газа». 13

Приложение А Основные направления расхода природного газа на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа. 13

Приложение Б Принципы оптимальности режимов работы газопроводов. 14

Приложение В Справочные данные. 15

Приложение Г Пример определения норм расхода и нормативных показателей расхода газа на собственные технологические нужды КЦ.. 19

Приложение Д Библиография. 20

Руководящий документ

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ НОРМ РАСХОДА И НОРМАТИВНОЙ ПОТРЕБНОСТИ В ПРИРОДНОМ ГАЗЕ НА СОБСТВЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА



Реклама

Дата введения

2002.01.01

1 Область применения

Руководящий документ (далее - РД) устанавливает единые правила планирования нормативного расхода природного газа, используемого на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа в организациях и предприятиях топливно-энергетического комплекса независимо от форм собственности.

РД позволит обеспечить рациональное и экономное использование природного газа на всех технологических уровнях транспорта газа.



Реклама

2 Нормативные ссылки

В настоящем РД использованы ссылки на следующие нормативные документы:

ГОСТ Р 51750-2001Энергосбережение. Методика определения энергоёмкости при производстве продукции и оказании услуг в технологических энергетических системах. Общие определения.

ГОСТ 30167-95Ресурсосбережение. Порядок установления показателей ресурсосбережения в документации на продукцию.

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



Реклама

Налоговый кодекс РФ (часть вторая), утвержденный Федеральным законом от 05.08.2000 г. № 117-ФЗ (в редакции Федеральных законов от 29.12.2000 г. № 117-ФЗ, от 07.08.2001 г. № 118-ФЗ и от 08.078.2001 г. № 126-ФЗ).

Постановление Правительства РФ от 22.01.2001 г. № 45 «О порядке утверждения нормативов использования газодобывающими и газотранспортными организациями природного газа на собственные технологические нужды».

ВРД 39-1.10-006-2000 Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов.

ОНТП 51-1-85«Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы».

3 Сокращения



Реклама

АВО - аппарат воздушного охлаждения

ГПА - газоперекачивающий агрегат

ГИС - газоизмерительная станция

ГРС - газораспределительная станция

ГТУ - газотурбинная установка



Реклама

ГТП - газотранспортное предприятие

ДКС - дожимная компрессорная станция

КПД - коэффициент полезного действия

КС - компрессорная станция

КЦ - компрессорный цех

ЛПУМГ - линейно-производственное управление магистрального газопровода

МГ - магистральный газопровод

СОГ - станция охлаждения газа

СТН - собственные технологические нужды транспорта газа

ТЭР - топливно-энергетические ресурсы

ЦБН - центробежный нагнетатель

ЭСН - электростанция собственных нужд

4 Определения

В настоящем РД использованы следующие термины с соответствующими определениями.

4.1 В соответствии с Налоговым кодексом РФ (часть вторая, раздел 8, глава 22, статья 183, пункт 1, подпункт 9) не подлежит налогообложению использование природного газа на собственные технологические нужды газотранспортных организаций в пределах нормативов, обусловленных технологиями подготовки и транспортировки газа.

4.2 Собственные технологические нужды транспорта газа - необходимый расход природного газа на основные и вспомогательные технологические процессы транспорта газа, обусловленный режимом эксплуатации газопроводов и техническими характеристиками оборудования.

Основные направления расхода газа на собственные технологические нужды транспорта газа: расход газа на технологические топливные нужды, расход газа на прочие технологические нужды, технологические потери газа.

4.3 Расход газа на технологические топливные нужды (топливный газ) - природный газ, расходуемый в качестве топлива ГПА на компримирование.

4.4 Расход газа на прочие технологические нужды - природный газ, необходимый для проведения прочих технологических операций по поддержанию требуемого режима эксплуатации газопроводов.

4.5 Технологические потери газа - неизбежные потери природного газа, связанные с принятой схемой и технологией транспортировки газа и обусловленные степенью совершенства технологии и качеством оборудования.

Более подробно основные направления расхода природного газа на собственные технологические нужды транспорта газа приведены в приложении А.

4.6 Нормативы расхода природного газа на собственные технологические нужды в соответствии с 4.2, 4.3, 4.4, 4.5 - научно и технически обоснованные величины норм расхода природного газа, устанавливаемые в нормативной документации, характеризующие предельно допустимые значения потребления природного газа на единицу полезной работы объекта при регламентированных условиях эксплуатации в планируемый период (ГОСТ Р 51750).

4.7 В качестве измерителя полезной работы объектов в транспорте природного газа используют:

- при нормировании расхода топливного газа в КЦ на компримирование - политропную работу сжатия;

- при нормировании расхода природного газа на прочие технологические нужды КЦ и технические потери - условную номинальную работу КЦ: произведение номинальной мощности ГПА на число ГПА в КЦ и на продолжительность планируемого периода;

- при нормировании расхода природного газа на собственные технологические нужды в ГТП и в подотрасли «Транспорт газа» - товаротранспортную работу.

4.8 Индивидуальная норма (норматив) расхода топливного газа на компримирование в КЦ с газотурбинным приводом - научно и технически обоснованная норма расхода природного газа, характеризующая предельно допустимое потребление природного газа для конкретного типа ГПА на 1 кВт·ч политропной работы сжатия применительно к фактическим условиям работы КЦ (ГОСТ Р 51750).

4.9 Индивидуальная норма (норматив) расхода природного газа на прочие технологические нужды КЦ - научно и технически обоснованная норма расхода природного газа, характеризующая предельно допустимое потребление природного газа по типу ГПА на 1 кВт?ч условной номинальной работы КЦ (ГОСТ Р 51750).

4.10 Индивидуальная норма (норматив) технологических потерь природного газа в КЦ - научно и технически обоснованная норма потерь природного газа, характеризующая предельно допустимые потери природного газа в КЦ, приходящиеся на 1 кВт?ч условной номинальной работы КЦ (ГОСТ Р 51750).

4.11 Индивидуальная норма (норматив) технологических потерь природного газа на линейной части газопровода - научно и технически обоснованная норма потерь природного газа, характеризующая предельно допустимые неизбежные потери природного газа на линейной части, отнесенные к объему (запасу) природного газа в газопроводе для конкретного диаметра газопровода (ГОСТ Р 51750).

4.12 Основным методом определения индивидуальных норм (нормативов) по отдельным направлениям расхода газа на собственные технологические нужды является расчётно-аналитический метод с использованием паспортных характеристик и опытно-статистических данных о действительных расходах (потерях) газа по этим направлениям в различных эксплуатационных условиях (таблицы 1 - 6).

4.13 Нормы расхода природного газа на собственные технологические нужды газотранспортного предприятия, подотрасли «Транспорт газа» - удельные показатели расхода природного газа для производства единицы товаротранспортной работы при регламентированных условиях эксплуатации объекта в планируемый период (ГОСТ 30167). Рассчитываются на основе соответствующих нормативных потребностей в природном газе на собственные технологические нужды.

4.14 Нормативные потребности КЦ, КС, ЭСН, СОГ, ЛПУМГ, ГТП, подотрасли «Транспорт газа» в газе на собственные технологические нужды - абсолютные показатели расхода природного газа, используемого на собственные технологические нужды объектом за плановый период (ГОСТ Р 51541). Рассчитываются на основе соответствующих индивидуальных норм (нормативов).

5 Обозначения

Нтг0 - Индивидуальная норма расхода топливного газа на компримирование для КЦ с газотурбинным приводом

Нтгкц - Норма расхода топливного газа на компримирование для КЦ с газотурбинным приводом

Нгтн0 - Индивидуальная норма расхода природного газа на прочие технологические нужды КЦ

Нгтнкц - Норма расхода природного газа на прочие технологические нужды КЦ

Нпг0 - Индивидуальная норма технологических потерь природного газа в КЦ

Нпгкц - Норма технологических потерь природного газа в КЦ

Нпглч0 - Индивидуальная норма технологических потерь природного газа на линейной части

Нэсн0 - Индивидуальная норма расхода природного газа на выработку электроэнергии на ЭСН

Нгстнгтп - Норма расхода природного газа на собственные технологические нужды ГТП

Нгстнотр - Норма расхода природного газа на собственные технологические нужды подотрасли «Транспорт газа»

Птгкц - Нормативная потребность газотурбинного КЦ в топливном газе для компримирования

Птгкс - Нормативная потребность КС в топливном газе для компримирования

Птгсог - Нормативная потребность СОГ в топливном газе

Птггтп - Нормативная потребность ГТП в топливном газе для компримирования

Пгтнкц - Нормативная потребность КЦ в природном газе на прочие технологические нужды

Пгтнкс - Нормативная потребность КС в природном газе на прочие технологические нужды

Пгтнлч - Нормативная потребность ЛПУМГ в природном газе на технологические нужды линейной части

Птгэсн - Нормативная потребность в топливном газе для выработки электроэнергии на ЭСН

Птгк - Нормативная потребность в топливном газе для котельных

Пгтнгтп - Нормативная потребность ГТП в газе на прочие технологические нужды

Ппгкц - Нормативные технологические потери природного газа в КЦ

Ппгкс - Нормативные технологические потери природного газа на КС

Ппглч - Нормативные технологические потери природного газа на линейной части ЛПУМГ

Ппггтп - Нормативные технологические потери природного газа в ГТП

Пгстнгтп - Нормативная потребность ГТП в природном газе на собственные технологические нужды

Пгстнотр - Нормативная потребность подотрасли «Транспорт газа» в природном газе на собственные технологические нужды

6 Расчёт норм расхода природного газа для собственных технологических нужд компрессорного цеха

6.1 Расчёт норм расхода топливного газа на компримирование

6.1.1 Норму расхода топливного газа на компримирование для КЦ с газотурбинным приводом Нтгкц, кг у.т./кВт?ч, определяют по формуле [1]:

Нтгкц = Нтг0к, (6.1)

где Нтг0 - индивидуальная норма расхода топливного газа КЦ, кг у.т./кВт (таблица 1);

Кк - коэффициент коррекции, учитывающий конкретные условия работы КЦ.

6.1.1.1 Индивидуальная норма расхода топливного газа КЦ Нтг0 определена для следующих условий:

- КПД ГТУ и центробежных компрессоров (нагнетателей) приняты с учетом поправок на допуски, нормируемое отклонение от оптимума и другие эксплуатационные факторы;

- номинальные атмосферные условия - по техническим условиям ГПА;

- схема работы неполнонапорных ГПА - последовательно-параллельная, двухступенчатая.

Таблица 1 - Индивидуальные нормы (нормативы) расхода топливного газа на 1 кВт·ч политропной работы сжатия КЦ

Тип ГПА

Нтг0, кг у.т./кВт·ч

1

2

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

0707

ГТН-25-1

0,542

ГТК-25И

0,658

ГТК-25ИР, ГТНР-25И (В)

ГТНР-25И (С)

0,502

0,490

ГПА-Ц-25, ГПА-25НК

0,490

ГПА-25Р Урал

0,430

6.1.1.2 При наличии в цехе ГПА различных типов (модификаций) индивидуальную норму расхода топливного газа определяют по формуле

(6.2)

где - индивидуальная норма расхода топливного газа для ГПА i-го типа (таблица 1), кг у.т./кВт?ч;

- номинальная мощность ГПА i-го типа (таблица В.1, приложение В), кВт;

ti- наработка ГПА i-го типа (всего I типов) за планируемый период, ч.

6.1.1.3 Коэффициент коррекции Кк определяют по формуле [2]

Кк = Ка·Ку, (6.3)

где Ка - коэффициент, учитывающий влияние атмосферных условий и нормируемый уровень загрузки ГПА и рассчитываемый по формуле

Ка = 1,02 + 0,0025·(tа + 5), (6.4)

ta - средняя температура атмосферного воздуха за планируемый период, °С, величины средней месячной, средней квартальной и средней годовой температуры воздуха для различных районов страны берут по справочным данным из таблицы В.3 (приложение В). При отсутствии в таблице В.3 сведений о температуре воздуха в районе расположения КС берется температура ближайшего пункта, приведенного в таблице В.3;

Ку - коэффициент, учитывающий влияние эксплуатации котлов-утилизаторов и вычисляемый по формуле [3]

Ку = 1 + 0,025 nу/nр, (6.5)

nу/nр - доля агрегатов с котлами-утилизаторами nу от общего числа работающих в цехе агрегатов nр.

6.1.2 Норму расхода топливного газа на компримирование для дожимных КЦ с газотурбинным приводом определяют аналогично КЦ магистральных газопроводов по формуле (6.1).

6.1.2.1 Коэффициент Кк для дожимных КЦ с газотурбинным приводом рассчитывают по формуле

Кк = Ка·Кудкс, (6.6)

где Ка, Ку рассчитывают по формулам (6.4), (6.5);

Кдкс - коэффициент, учитывающий влияние относительной загрузки ГПА и изменение КПД компрессора и определяемый по формуле

(6.7)

Тi - время работы ДКС по данной технологической схеме, год;

TS- общий запланированный период работы ДКС по данной технологической схеме, год.

6.1.3 Норму расхода топливного газа Нтгкц*, м3/кВт·ч, для реального состава природного газа определяют по формулам

(6.8)

(6.9)

где Qрн - фактическая низшая теплота сгорания природного газа, ккал/м3 (6.8), кДж/м3 (6.9).

6.2 Расчёт нормы расхода природного газа на прочие технологические нужды КЦ

Норму расхода природного газа на прочие технологические нужды газотурбинных КЦ Нгтнкц, м3/кВт·ч, определяют по формуле [1]

Нгтнкц = Нгтн0р, (6.10)

где Нгтн0 - индивидуальная норма расхода природного газа на прочие технологические нужды КЦ (таблица 2), м3/кВт·ч;

Кр - безразмерный коэффициент, учитывающий величину расчетного давления газопровода:

при 5,5 МПа (56 кг/см2) Кр = 1,0;

при 7,45 МПа (76 кг/см2) Кр = 1,36;

при 8,35 МПа (85 кг/см2) Кр = 1,52.

Величина Нгтн0 определена при следующих расчетных условиях:

- проектное давление газопровода - 5,5 МПа (56 кг/см2);

- среднестатистические данные по надежности ГПА;

- паспортная величина расходов природного газа на пуск ГТУ;

- продувка установок очистки природного газа через общий коллектор;

- стравливание газа: установки очистки и охлаждения газа - 1 раз в год.

Таблица 2 - Индивидуальные нормы (нормативы) расхода природного газа на прочие технологические нужды КЦ

Тип ГПА

Нгтн0 м3/кВт·ч

1

2

Газотурбинные КЦ

ГГ-700-5, ГТК-5

0,0040

ГТ-750-6, ГТ-750-6М, ГТ-6-750, ГТН-6

0,0030

ГПА-Ц-6,3, Таурус-60, ГПА-Ц-6,3А, ГПА-Ц-6,3С, ГПА-Ц-6,3Б

0,0025

ГТК-10, ГТК-10М, ГПУ-10, ГТК-10И, ГТК-10ИР, ГПА-10 Урал, ГПА-12 Урал, ГПА-12Р Урал, Коберра 182

0,0015

ГТН-16, ГТН-6М1, ГТНР-16, ГПА-16МЖ, ГПА-16МГ, ГПА-Ц-16С, Коберра-16МГ, ГПА-16 Урал, ГПА-16Р Урал, ГПА-Ц-16, ПЖТ-21С, ГПА-Ц-16АЛ, ГПА-16 Волга, ГПА-Ц-18

0,0010

ГТН-25-1, ГПА-Ц-25, ГПА-25Р Урал, ГТК-25И, ГТК-25ИР, ГТНР-25И(В), ГТНР-25И(С), ГТН-25, ГПА-25НК

0,0008

Эпектроприводные КЦ

СТМ-4000, СТМП-4000, СТД-4000, СТДП-4000, АЗ-4500

0,0040

СТД-6300, СТДП-6300

0,0025

СТД-6300, СТДП-6300

0,0015

СТД-12500, СДГ-12500, СДГМ-12500

0,0015

ЭГПА-25Р

0,0008

6.3 Расчёт нормы технологических потерь природного газа в КЦ Норму технологических потерь природного газа в КЦ Нпгкц, м3/кВт?ч, определяют по формуле [1]

Нпгкц = Нпг0р, (6.11)

где Нпг0 - индивидуальная норма технологических потерь природного газа в КЦ, отнесенная к единице условной номинальной работы КЦ (таблица 3), м3/кВт·ч;

Кр - коэффициент, учитывающий величину расчетного давления газопровода, определяют аналогично 6.2.

Таблица 3 - Индивидуальные нормы (нормативы) технологических потерь природного газа в КЦ

Тип ГПА

Нпг0 м3/кВт·ч

Газотурбинные КЦ

ГТ-700-5, ГТК-5

0,0070

ГТ-750-6, ГТ-750-6М, ГТ-6-750, ГТН-6

0,0050

ГПА-Ц-6,3, Таурус-60, ГПА-Ц-6,3А, ГПА-Ц-6,3С, ГПА-Ц-6,3Б

0,0050

ГТК-10, ГТК-10М, ГПУ-10, ГТК-10И, ГТК-10ИР, ГПА-10 Урал, ГПА-12 Урал, ГПА-12Р Урал, Коберра 182

0,0035

ГТН-16, ГТН-6М1, ГТНР-16, ГПА-16МЖ, ГПА-16МГ, ГПА-Ц-16С, Коберра-16МГ, ГПА-16 Урал, ГПА-16Р Урал, ГПА-Ц-16, ПЖТ-21С, ГПА-Ц-16АЛ, ГПА-16 Волга, ГПА-Ц-18

0,0030

ГТН-25-1, ГПА-Ц-25, ГПА-25Р Урал, ГТК-25И, ГТК-25ИР, ГТНР-25И(В), ГТНР-25И(С), ГТН-25, ГПА-25НК

0,0022

Электроприводные КЦ

СТМ-4000, СТМП-4000, СТД-4000, СТДП-4000, А3-4500

0,0070

СТД-6300, СТДП-6300

0,0050

СТД-12500, СДГ-12500, СДГМ-12500

0,0035

ЭГПА-25Р

0,0022

7 Расчет нормативной потребности КЦ, КС, ГТП в топливном газе для компримирования

7.1 Порядок расчета нормативной потребности КЦ, КС, ГТП в топливном газе для компримирования

7.1.1 Подготавливают исходную информацию для расчёта:

- план по объему транспорта природного газа на планируемый период, детализированный по величинам поставок природного газа от источников и подачи потребителям;

- нормативные показатели технического состояния оборудования КС и линейной части;

- свойства транспортируемого природного газа значение температуры транспортируемого природного газа на выходе АВО, низшая теплота сгорания газа, плотность газа;

- средняя температура атмосферного воздуха за планируемый период.

7.1.2 Рассчитывают нормативный плановый режим транспорта природного газа на предстоящий период.

7.1.3 На базе нормативного планового режима определяют политропную работу сжатия каждого КЦ. Потребность КЦ в топливном газе для компримирования на планируемый период определяют на основе индивидуальных норм расхода топливного газа и политропной работы сжатия КЦ.

7.1.4 Потребность КС в топливном газе для компримирования на планируемый период определяют суммированием потребностей, рассчитанных для КЦ.

7.1.5 Потребность ГТП в топливном газе для компримирования на планируемый период определяют суммированием потребностей, рассчитанных для КС.

7.2 Расчет нормативных плановых режимов транспорта природного газа

7.2.1 Основой для расчёта нормативных плановых режимов являются ОНТП 51-1-85 [4].

7.2.2 Критерием оптимизации при расчёте нормативного планового режима является минимум затрат ТЭР на компримирование. Расчёт выполняют с использованием оптимизационных программно-вычислительных комплексов, представленных в отраслевом фонде алгоритмов и программ (ОФАП).

7.2.3 Расчет нормативного планового режима выполняют в соответствии с техническим паспортом магистрального газопровода по ВРД 39-1.10-006-2000 с учетом фактических отклонений от проектов газопроводов по наличному составу оборудования и схеме поступлений и отборов природного газа.

7.2.4 Значения показателей технического состояния линейной части и оборудования КС должны быть не хуже общеотраслевых нормативных значений (приложение В, таблица В.2).

7.2.5 Индивидуальные нормы технического состояния для линейной части используют в следующих случаях:

- снижение разрешенного давления в газопроводе в связи с неудовлетворительным состоянием труб или пониженным испытательным давлением;

- снижение давления природного газа в начале газотранспортной системы (например, в связи со снижением давления на входе головной КС);

- снижение гидравлической эффективности газопровода, связанное с поступлением в газопровод некондиционного природного газа при отсутствии средств очистки внутренней полости трубы.

7.2.6 Индивидуальные нормы технического состояния для оборудования КС используют в следующих случаях:

- невозможность восстановления мощности ГТУ в связи с дефектами агрегатов, не устранимыми в процессе профилактического обслуживания и ремонта;

- доказанные отклонения от паспортных характеристик нагнетателей, не устранимые в процессе профилактического обслуживания и ремонта;

- постоянная работа в неоптимальной зоне характеристик нагнетателя и (или) недозагрузка привода, обусловленные режимными факторами газопровода, не зависимыми от ГТП.

7.2.7 Индивидуальные нормы технического состояния линейной части и оборудования КС обосновывают соответствующие службы ГТП и утверждают в ОАО «Газпром».

7.2.8 По результатам расчета нормативного планового режима транспорта газа получают следующие данные, используемые при нормировании потребности в топливном газе КЦ:

- данные о числе агрегатов каждого типа, включаемых в работу;

- объем газа, перекачиваемый КЦ за планируемый период времени;

- значения давлений и температур транспортируемого природного газа на входе и выходе нагнетателей компрессорных цехов.

7.3 Расчёт политропной работы сжатия компрессорного цеха

Политропную работу сжатия КЦ Lпкц, кВт·ч, рассчитывают по формуле [4]

Lпкц = 320,25?Z1?T1?Q?(?кц0,3 - 1), (7.1)

где Z1 - коэффициент сжимаемости природного газа по условиям на входе в КЦ;

T1 - температура природного газа на входе КЦ, К;

Q - объем природного газа, перекачиваемый за планируемый период времени, млн. м3;

- степень повышения давления компрессорного цеха;

P1, P2 - соответственно среднее абсолютное давление на входе нагнетателей первой ступени и выходе нагнетателей последней ступени сжатия, МПа.

Значение Z1 определяют по формуле [5]

Z1 = 1-[(10,2Р1 - 6)(0,345·10-2DВ- 0,446?10-3) + 0,015][1,3 - 0,0144(Т1 - 283,2)], (7.2)

где ?в - относительная плотность природного газа по воздуху.

Значения P1, P2, T1, Q принимают по результатам расчета нормативного планового режима (7.2.8).

7.4 Расчет нормативной потребности КЦ, КС, ГТП в топливном газе на компримирование

7.4.1 Нормативную потребность газотурбинного КЦ в топливном газе для компримирования Птгкц, т у.т., определяют по формуле

Птгкц = Нтгкц?Lпкц?10-3, (7.3)

где Нтгкц - норма расхода топливного газа на компримирование в газотурбинном КЦ, кг у.т./кВт·ч:

Lпкц - политропная работа сжатия КЦ, кВт·ч.

7.4.3 Нормативную потребность КС с газотурбинными КЦ в топливном газе для компримирования Птгкц, т у.т., определяют по формуле

(7.4)

где S - количество КЦ на КС;

- нормативная потребность i-го КЦ в топливном газе, т у.т.

7.4.5 Нормативную потребность ГТП в топливном газе для компримирования Птггтп, т у.т, определяют по формуле

(7.5)

где U - количество КС в ГТП;

- нормативная потребность i-той КС в топливном газе, т у.т.

8 Расчет нормативной потребности КЦ, КС, ЛПУМГ и ГТП в природном газе на прочие технологические нужды

8.1 Нормативную потребность КЦ в природном газе на прочие технологические нужды Пгтнкц, тыс. м3, определяют по формуле

Пгтнкц = Нгтнкц?Nусткц?t?10-3, (8.1)

где Нгтнкц - норма расхода природного газа на прочие технологические нужды КЦ, которую определяют по формуле (6.10), м3/кВт·ч;

Nусткц = Ne0·nуст - общая установленная (суммарная) номинальная мощность ГПА в КЦ, кВт, определяется в зависимости от типа (типов) ГПА, установленного в КЦ, по таблице В.1 приложения В;

nуст - количество установленных ГПА;

? - продолжительность планируемого периода, ч.

8.2 Нормативную потребность КС в природном газе на прочие технологические нужды Пгтнкс, тыс. м3, определяют по формуле

(8.2)

где нормативная потребность i-го КЦ в природном газе на прочие технологические нужды, тыс. м3.

8.3 Нормативную потребность в топливном газе для котельной Птгк, тыс. м3, рассчитывают по формуле [6]

(8.3)

где - номинальная теплопроизводительность котла i-го типа, Гкал/ч;

?i - продолжительность работы агрегата i-го типа, ч;

- КПД котла i-го типа;

- фактическая низшая теплота сгорания природного газа, ккал/м3;

n - количество типов котлов.

8.4 Нормативную потребность ЛПУМГ в газе на технологические нужды линейной части Пгтнлч (основные направления расхода представлены в приложении А) рассчитывают по «Методике» [6] с учетом планов текущего и капитального ремонта, графиков пропуска диагностических и очистных поршней, профилактического обслуживания линейной части.

8.5 Нормативную потребность в природном газе на прочие технологические нужды ГТП Пгтнгтп, тыс. м3, определяют суммированием потребностей КС, линейной части, котельных, ЭСН и СОГ

(8.4)

где U - количество КС в ГТП;

М - количество линейных участков в ГТП,

Y - количество котельных в ГТП,

D - количество ЭСН в ГТП,

G - количество СОГ в ГТП.

8.6 Нормативные технологические потери природного газа в КЦ Ппгкц, тыс. м3, определяют по формуле

Ппгкц = Нпгкц?Nусткц?t?10-3, (8.5)

где Нпгкц - норма технологических потерь природного газа в КЦ, формула (6.11), м3/кВт·ч;

Nусткц и ? -принимают аналогично 8.1.

8.7 Нормативные технологические потери природного газа на КС Ппгкс, тыс. м3, определяют по формуле

(8.6)

где - нормативные технологические потери природного газа в i-том КЦ, тыс. м3.

8.8 Нормативные технологические потери природного газа на линейной части ЛПУМГ Ппглч рассчитывают по формуле

Ппглч = Нпг0?Vглпу?t, (8.7)

где Нпглч0 - индивидуальная норма технологических потерь природного газа на линейной части, м3/млн. м3·ч (таблица 4);

Vглпу - запас природного газа в газопроводах, эксплуатируемых в ЛПУМГ, млн. м3;

? - продолжительность планируемого периода, ч.

Таблица 4 - Индивидуальная норма (норматив) технологических потерь природного газа на линейной части газопроводов

Диаметр газопровода, мм

529

620

720

820

1020

1220

1420

Нпглч0 м3/млн. м3

146

121

103

91

73

62

46

8.9 Нормативные технологические потери природного газа в ГТП Ппггтп, тыс. м3, определяют суммированием потерь на КС и линейной части

(8.8)

8.10 Нормативную потребность в природном газе на собственные технологические нужды ГТП Пгстнгтп, млн. м3, определяют по выражению

Пгстнгтп = (Птггтп + Пгтнгтппггтп)?10-3. (8.9)

9 Расчет нормативной потребности электростанций собственных нужд в топливном газе

9.1 Нормативную потребность в топливном газе для выработки электроэнергии на ЭСН Птгэсн, т у.т., определяют по формуле [7]

Птгэсн = Nэсн0·Нэсн0·Ка·?·10-3, (9.1)

где Nэсн0 - отраслевой норматив располагаемой мощности электроагрегатов (таблица 5), кВт;

Нэсн0 - индивидуальная норма расхода природного газа на выработку электроэнергии на ЭСН (таблица 5), кг у.т./кВт?ч;

Ка - коэффициент, учитывающий влияние атмосферных условий и нормируемый уровень загрузки ГТУ, определяется в зависимости от средней температуры атмосферного воздуха за планируемый период tа, °С, по формуле

Ка = 1,022 + 0,001?tа, (9.2)

? - время работы ЭСН в планируемый период, ч.

Таблица 5 - Индивидуальные нормы (норматив) расхода природного газа на выработку электроэнергии электростанциями собственных нужд

Тип электроагрегата

Номинальная электрическая мощность Nэснн, кВт

Отраслевой норматив располагаемой мощности Nэсн0, кВт

Нэсн0, кг у.т./кВт·ч

ГТЭС-1500-2Г

1500

1200

0,608

ГТУ-2,5П

2500

2000

0,585

ГТЭС-2,5

2500

2000

0,445

ГТЭС-4

4000

3200

0,526

ЭГ-6000

6000

4800

0,410

БГТЭС-9,5

9500

7600

0,394

ГТЭС-12

12000

9600

0,376

ЭМ-16-25

16000

12800

0,360

ЭМ-20-25

20000

16000

0,410

9.2 Нормативную потребность ГТП в природном газе для выработки электроэнергии на ЭСН Пгэснгтп, тыс. м3, определяют по формуле

(9.3)

где D - количество ЭСН в ГТП.

10 Расчет нормативной потребности СОГ в топливном газе

10.1 Нормативную потребность в топливном газе для установок охлаждения газа с газотурбинным приводом Птгсог, т у.т, определяют по формуле

Птгсог = Nсогно·Нсог0·Ка·?·10-3, (10.1)

где Nсогно - отраслевой норматив располагаемой мощности, кВт;

Нсог0 - индивидуальная норма (норматив) расхода топливного газа на выработку механической энергии на муфте газотурбинного привода (таблица 6), кг у.т./кВт?ч;

Ка - коэффициент влияния атмосферных условий, рассчитывают по формуле (6.4);

? - время работы установок СОГ в планируемый период, ч.

Таблица 6 - Индивидуальные нормы (нормативы) расхода топливного газа газотурбинного привода установок охлаждения газа

Тип газотурбинного привода

Номинальная мощность Nсог0, кВт

Отраслевой норматив располагаемой мощности

Nсогно, кВт

Нсог0, кг у.т./кВт·ч

НК-14СТ

6300

5670

0,423

ТНМ-1203

5125

4613

0,533

10.2 Нормативную потребность ГТП в природном газе для СОГ Пгсоггтп, тыс. м3, определяют по формуле

(10.2)

где G - количество СОГ в ГТП.

11 Расчет норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газотранспортного предприятия и подотрасли «Транспорт газа»

11.1 Расчет нормы расхода природного газа на собственные технологические нужды газотранспортного предприятия

Норму расхода природного газа на собственные технологические нужды газотранспортного предприятия на планируемый период Нгстнгтп, м3/млн. м3·км, определяют по формуле

(11.1)

где Пгстнгтп - млн. м3, определяют по формуле (8.10);

Аттргтп - планируемая товаротранспортная работа ГТП, млрд. м3?км, которую определяют как сумму товаротранспортных работ по участкам газопровода [8]

(11.2)

Qi - плановое количество природного газа, транспортируемое по i-му участку, млрд. м3;

Li - дальность транспортировки по i-му участку, км;

М - количество участков в ГТП.

11.2 Расчет нормы расхода природного газа на собственные технологические нужды подотрасли «Транспорт газа»

Норму расхода природного газа на собственные технологические нужды подотрасли «Транспорт газа» Нгстнотр, м3/млн. м3?км, на планируемый период определяют по формуле

(11.3)

где - нормативная потребность подотрасли «Транспорт газа» в природном газе на собственные технологические нужды на планируемый период, млн. м3?км; К

- товаротранспортная работа подотрасли «Транспорт газа» на планируемый период, млрд. м3?км;

К - количество ГТП в подотрасли.

Приложение А

(обязательное)

Основные направления расхода природного газа на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа

1 Газ на технологические топливные нужды

1.1 Топливный газ ГПА на компримирование.

2 Расход природного газа на прочие технологические нужды

2.1 Расход природного газа на прочие технологические нужды КЦ.

2.1.1 Расход природного газа на пуски, остановки и изменение режимов ГПА:

2.1.1.1 на работу турбодетандера;

2.1.1.2 на продувку контура нагнетателя;

2.1.1.3 на стравливание газа из контура нагнетателя;

2.1.1.4 импульсный газ на управление и силовой привод запорной арматуры и устройств КИП и А.

2.1.2 Технологические расходы природного газа на эксплуатацию и техобслуживание аппаратов и коммуникаций КЦ:

2.1.2.1 газ, стравливаемый через свечи газоотделителей системы уплотнения центробежных нагнетателей;

2.1.2.2 газ, расходуемый на продувку пылеуловителей, конденсатосборников, сепараторов, вымораживателей, фильтров;

2.1.2.3 газ, стравливаемый из коммуникаций при плановой остановке.

2.2 Расход природного газа на прочие технологические нужды линейной части магистрального газопровода:

2.2.1 на продувку дрипов, конденсатосборников через дренажные линии;

2.2.2 на очистку загрязненных участков МГ поршнями;

2.2.3 на проведение внутритрубной технической диагностики действующих газопроводов;

2.2.4 на эксплуатацию силовых пневмоприводов кранов;

2.2.5 на ликвидацию аварий и гидратных пробок;

2.2.6 при ремонте и реконструкции труб на участке МГ;

2.2.7 на врезки отводов и перемычек в трубы со стравливанием природного газа;

2.2.8 на заправку метанольниц;

2.2.9 расход природного газа на коммуникациях ГРС:

2.2.9.1 продувка сепараторов и пылеуловителей;

2.2.9.2 заправка одоризационных и метанольных установок;

2.2.9.3 ревизия и замена диафрагм на пункте замера расхода природного газа;

2.2.9.4 обогрев природного газа перед регуляторами давления;

2.2.9.5 на эксплуатацию пневморегуляторов и пневмоустройств, КИП, систем автоматики и телемеханики;

2.2.10 газ, расходуемый установками по подогреву природного газа на КС и ГРС;

2.2.11 газ, расходуемый котельными (КС, ГРС, радиорелейных пунктов).

2.3. Расход природного газа в качестве топлива на ЭСН для выработки электрической энергии.

2.4. Расход природного газа в качестве топлива на СОГ для технологии охлаждения газа.

3 Технологические потери природного газа

3.1 Технологические потери природного газа КЦ.

3.1.1 Потери газа из технологических коммуникаций:

3.1.2 из свечей узла подключения;

3.1.3 из установок очистки и охлаждения природного газа;

3.1.4 из контуров нагнетателей;

3.1.5 из систем пускового и импульсного газа;

3.1.6 по фланцевым и штуцерным соединениям, уплотнениям штоков, через предохранительные клапаны и другие утечки по объектам и системам КЦ.

3.2 Технологические потери природного газа на линейной части магистрального газопровода:

3.2.1 из свечей;

3.2.2 из запорной арматуры;

3.2.3 через сквозные повреждения труб;

3.2.4 на ГРС, ГИС.

Приложение Б

(информационное)

Принципы оптимальности режимов работы газопроводов

Результаты расчета нормативного режима должны соответствовать указанным ниже принципам оптимальности режимов работы газопроводов.

1 Принцип максимального выходного давления КС.

Этот принцип используется для газопроводов, работающих с загрузкой более 70 % от проектной. Все КС, на которых не достигнуты ограничения по максимальной частоте вращения нагнетателей, располагаемой мощности ГПА или температуре на выходе КЦ, должны работать с максимально допустимым (разрешенным) давлением нагнетания.

2 Принцип минимального числа работающих ГПА.

Режим КС по производительности, входному и выходному давлениям должен обеспечиваться при такой загрузке ГПА, при которой недоиспользование суммарной располагаемой мощности агрегатов, находящихся в работе, меньше располагаемой мощности единичного ГПА (для полнонапорных агрегатов) или группы последовательно включенных ГПА (для неполнонапорных агрегатов).

3 Принцип оптимальной работы концевых участков распределительных газопроводов и отводов.

Режим работы концевых участков газопроводов и отводов должен выбираться с учетом минимального дросселирования газа на ГРС.

4 Принцип оптимального согласования гидравлической характеристики линейной части, газодинамических характеристик нагнетателей и мощности привода.

Оптимальный режим подразумевает такое согласование характеристик КС и линейных участков, которое обеспечивает работу нагнетателей в зоне объемной производительности с высоким политропным КПД.

5 Принцип минимального байпассирования и дросселирования газа.

Объемы противопомпажного байпассирования и дросселирования газа не должны превышать минимально необходимых значений, обеспечивающих устойчивый режим работы цехов.

6 Принцип оптимальности режима охлаждения газа в АВО.

Оптимальным для снижения энергозатрат является максимальное охлаждение газа в АВО КС с ограничением температуры газа по условиям прочности трубной стали и (или) опасных пучений грунтов

Приложение В

(информационное)

Справочные данные

Таблица В.1 - Номинальная мощность и КПД газотурбинного ГПА

Тип ГПА

Номинальная мощность Ne0, кВт

Номинальный КПД ?e0

1

2

3

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

ГТК-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

12000

0,340

ГПА-16 Урал, ГПА-16Р

16000

0,363

ГТН-16

16000

0,290

ГТН-16М1

16000

0,310

ГТНР-16

16000

0,330

ГПА-Ц-16(ГПА-Ц-18)

16000 (18000)

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

Таблица В.2 - Общеотраслевые нормативные показатели технического состояния линейной части и оборудования КС

Показатели технического состояния

Единицы измерения

Общеотраслевые нормативы

1

2

3

Линейная часть

1 Рабочее давление

МПа

Проектное давление 5,5 - 7,45 - 8,35

2 Коэффициент гидравлической эффективности

Для линейных участков, оборудованных камерами запуска и приема поршней (КЗП):

- при фактических коэффициентах гидравлической эффективности Е ? 0,95 в расчетах принимаются фактические значения Е;

- при Еф < 0,95 в расчетах принимается Е = 0,95.

Для линейных участков, не оборудованных КЗП:

- при фактических значениях Еф ? 0,92 в расчетах принимаются фактические значения (но не более 0,95);

- при Еф < 0,92 в расчетах принимается Е = 0,92

Компрессорные станции

1 Расчетная мощность ГТУ

МВт

Определяется по ОНТП 51-1-85 на основе «расчётно-технологических паспортов МГ»

2 Потери давления в коммуникациях, пылеуловителях и шлейфах на входе КЦ*)

МПа

При давлении 5,5 МПа - 0,08; 7,45 МПа - 0,12; 8,35 МПа -0,125

3 Потери давления в коммуникациях АВО и шлейфах на выходе КЦ*)

МПа

При давлении 5,5 МПа - 0,07; 7,45 МПа - 0,11; 8,35 МПа -0,12

4 Температура газа после АВО

°С

Температуру газа после АВО следует принимать не более, чем на 15 °С выше средней температуры окружающего воздуха, но такой, чтобы температура газа на входе следующей КС была положительной. Для участков газопроводов, проложенных в вечномерзлых грунтах, газ охлаждается до температуры, указанной в проекте.

Примечание. При фактических потерях давления ниже значений, указанных в таблице, в расчетах принимаются фактические значения.

Таблица В.3 - Значения средних температур наружного (атмосферного) воздуха в различных пунктах (по СНиП 2.01.01-82)

Наименование пунктов

Температура наружного воздуха, °C

Средняя по месяцам

Средняя по кварталам

Средняя за год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

I

II

III

IV

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

Российская Федерация

Архангельская обл.

г. Котлас

-14,0

-13,0

-7,4

1,4

8,3

14,3

17,2

14,6

8,4

1,4

-5,5

-11,4

-11,5

8,0

13,4

-5,2

1,2

Белгородская обл.

г. Новый Оскол

-8,1

-8,0

-2,5

6,8

14,8

18,5

20,5

19,2

13,3

6,4

-0,2

-5,5

-6,2

13,4

17,7

0,2

6,3

Владимирская обл.

г. Гусь Хрустальный

-11,0

-10,4

-4,9

4,2

12,0

16,1

18,4

16,5

10,6

3,9

-2,8

-8,4

-8,8

10,8

15,2

-2,4

3,7

Волгоградская обл.

г. Камышин

-11,0

-10,2

-4,5

7,2

16,2

21,0

23,8

21,8

15,1

6,8

-1,2

-7,5

-8,6

14,8

20,2

-0,6

6,5

Вологодская обл.

г. Вологда

-11,8

-11,4

-6,4

2,1

9,5

14,4

16,9

14,7

9,0

2,5

-3,6

-9,2

-9,9

8,7

13,5

-3,4

2,2

Воронежская обл.

г. Воронеж

-9,3

-9,2

-4,1

15,9

14,0

18,0

19,9

18,7

12,8

5,6

-1,1

-6,7

-7,5

12,6

17,1

-0,7

5,4

Екатеринбург, обл.

г. Ивдель

-17,6

-16,6

-9,5

0,8

7,5

13,8

16,5

13,8

7,4

-0,5

-8,9

-16,8

-14,9

7,4

12,5

-8,7

-1,0

г. Нижний Тагил

-16,1

-14,1

-8,3

1,8

8,7

14,2

16,0

13,8

8,2

0,5

-7,6

-14,8

-12,8

8,2

12,7

-7,0

0,3

г. Екатеринбург

-15,3

-13,4

-7,3

2,6

10,1

15,6

17,4

15,1

9,2

1,3

-7,1

-13,3

-12,0

9,4

13,9

-6,4

1,2

г. Серов

-17,6

-15,4

-8,5

2,1

9,1

15,2

17,3

14,6

8,5

0,5

-8,6

-15,8

-13,8

8,8

13,5

-8,0

0,1

г. Сыктывкар

-15,1

-13,9

-8,0

0,9

7,6

14,1

16,6

14,0

7,8

0,4

-6,9

-13,1

-12,3

7,5

12,8

-6,5

0,4

г. Ухта

-17,3

-15,5

-10,2

-0,7

5,2

12,3

15,3

12,7

6,8

-1,0

-8,6

-14,9

-14,3

5,5

11,6

-8,2

-1,3

Краснодарский край

г. Майкоп

-1,7

-0,6

4,2

10,7

16,1

19,3

22,1

21,8

17,2

11,5

5,3

0,5

0,6

15,4

20,4

5,8

10,5

Ленинградская обл.

г. Волхов

-9,1

-9,3

-4,8

2,8

9,4

14,2

16,9

14,9

9,6

3,8

-1,4

-6,3

-7,7

8,8

13,8

-1,3

3,4

Липецкая обл.

г. Елец

-9,4

-9,3

-4,2

5,5

13,8

18,1

20,0

18,5

12,4

5,4

-1,0

-6,7

-7,6

12,5

17,0

-0,8

5,3

Республика Мари Эйл

г. Козьмодемьянск

-12,4

-11,6

-5,6

3,8

12,0

16,8

18,9

16,8

11,0,

3,4

-4,0

-9,8

-9,9

10,9

15,6

-3,5

3,3

г. Москва

-9,4

-8,5

-3,6

4,9

12,9

17,0

19,3

17,4

11,7

5,0

-1,6

-6,9

-7,2

11,6

16,1

-1,2

4,8

Московская обл.

г. Серпухов

-10,2

-9,6

-4,8

4,1

11,9

15,9

18,1

16,3

10,7

4,4

-2,0

-7,7

-8,2

10,6

15,0

-1,8

3,9

Новгородская обл.

г. Новгород

-8,6

-8,4

-4,5

3,3

10,4

15,0

17,3

15,2

10,1

4,2

-1,1

-5,9

-7,2

9,6

14,2

-0,9

3,9

Нижегородская обл.

г. Н. Новгород

-12,0

-11,6

-5,6

3,4

11,2

16,3

18,7

16,3

10,7

3,2

-3,6

-9,2

-9,7

10,3

15,0

-3,2

3,1

Оренбургская обл.

г. Бузулук

-14,4

-14,1

-7,8

4,6

13,9

18,9

21,0

19,0

12,2

3,9

-4,4

-11,0

-12,1

12,5

17,4

-3,8

3,5

г. Оренбург

-14,8

-14,2

-7,7

4,7

14,7

19,8

21,9

20,0

13,3

4,6

-4,4

-11,5

-12,2

13,1

18,4

-3,8

3,9

Пензенская обл.

г. Пенза

-12,1

-11,6

-5,8

4,5

13,4

17,6

19,8

18,1

11,8

4,3

-3,4

-9,3

-9,8

11,8

16,6

-2,8

3,9

Пермская обл.

г. Пермь

-15,1

-13,4

-7,2

2,6

10,2

16,0

18,1

15,6

9,4

1,6

-6,6

-12,9

-11,9

9,6

14,4

-6,0

1,5

Ростовская обл.

г. Ростов

-5,7

-5,1

0,2

9,0

16,4

20,0

22,9

22,1

16,2

9,2

2,2

-3,1

-3,5

15,1

20,4

2,8

8,7

Саратовская обл.

г. Саратов

-11,9

-11,3

-5,2

5,8

15,1

20,0

22,1

20,6

14,1

5,7

-2,4

-8,7

-9,5

13,6

18,9

-1,8

5,3

Самарская обл.

г. Самара

-13,8

-13,0

-6,8

4,6

14,0

18,7

20,7

19,0

12,4

4,2

-4,1

-10,7

-11,2

12,4

17,4

-3,5

3,8

г. С-Петербург

-7,7

-7,9

-4,2

3,0

9,6

14,8

17,8

16,0

10,8

4,8

-0,5

-5,1

-6,6

9,1

14,9

-0,3

4,3

Республика Северная Осетия

г. Владикавказ

-5,0

-3,9

1,3

8,4

13,8

17,4

19,7

19,4

14,6

9,0

2,2

-2,4

-2,5

13,2

17,9

2,9

7,9

Смоленская обл.

г. Смоленск

-8,6

-8,1

-3,8

4,4

12,1

15,6

17,6

16,0

10,8

4,6

-1,1

-6,1

-6,8

10,7

14,8

-0,9

4,4

Ставропольский край

г. Ставрополь

-3,7

-3,0

1,6

8,6

15,2

19,0

21,9

21,5

16,0

10,0

3,4

-1,1

-1,7

14,3

19,8

4,1

9,1

Республика Татарстан

г. Казань

-13,5

-12,9

-7,0

3,3

12,1

16,9

19,0

17,1

10,7

3,2

-4,7

-11,0

-11,1

10,8

15,6

-4,2

2,8

Тверская обл. г. Ржев

-9,8

-9,4

-5,2

3,3

11,0

14,8

16,9

15,2

9,9

3,9

-2,2

-7,3

-8,1

9,7

14,0

-1,9

3,4

Тульская обл.

г. Тула

-10,1

-9,6

-4,8

4,4

12,4

16,4

18,4

16,6

11,1

4,7

-1,8

-7,4

-8,2

11,1

15,4

-1,5

4,2

Тюменская обл.

с. Демьянское

-19,2

-16,6

-8,8

0,0

7,4

14,7

17,4

14,8

8,9

0,0

-10,4

-17,4

-15,2

7,4

13,7

-9,3

-0,8

г. Надым

-23,6

-22,8

-18,3

-9,0

-1,5

8,6

14,7

11,4

5,5

-4,5

-17,2

-22,8

-21,6

-0,6

10,5

-14,8

-6,6

пос. Сосьвинская

-22,4

-19,2

-12,3

-2,4

4,3

12,1

15,8

13,0

6,7

-2,3

-13,5

-20,5

-18,0

4,7

11,8

-12,1

-3,4

г. Сургут

-22,0

-19,6

-13,3

-3,5

4,1

13,0

16,9

14,0

7,8

-1,4

-13,2

-20,3

-18,3

4,5

12,9

-11,6

-3,1

г. Тарко-Сале

-25,0

-23,4

-18,4

-9,0

-1,2

9,3

15,4

12,3

5,9

-4,7

-17,7

-23,9

-22,3

-0,3

11,2

-15,4

-6,7

г. Тобольск

-18,5

-16,1

-9,2

1,3

9,1

15,8

18,0

15,4

9,5

0,8

-9,3

-16,4

-14,6

8,7

14,3

-8,3

0,0

пос. Ярково

-18,5

-16,8

-9,4

1,8

10,5

16,3

18,0

15,4

9,9

1,2

-8,7

-15,8

-14,9

9,4

14,4

-7,7

0,3

Респ-ка Удмуртия

г. Можга

-14,2

-13,2

-7,2

2,8

11,0

16,4

18,3

16,2

10,0

2,4

-5,6

-11,9

-11,5

10,1

14,8

-5,0

2,1

Челябинская обл.

г. Магнитогорск

-16,9

-15,7

-9,1

2,6

11,6

16,6

18,3

16,1

10,2

1,9

-7,1

-14,0

-13,9

10,3

14,9

-6,4

1,2

г. Челябинск

-15,5

-14,3

-7,9

3,1

11,9

17,3

18,8

16,8

10,8

2,4

-6,4

-13,0

-12,6

10,8

15,5

-5,7

2,0

Республика Беларусь

г. Брест

-4,4

-3,6

0,6

7,3

14,2

17,0

18,8

17,6

13,4

7,7

2,4

-2,2

-2,5

12,8

16,6

2,6

7,4

г. Орша

-7,8

-7,4

-2,9

4,9

12,6

16,1

18,0

16,4

11,4

5,2

-0,4

-5,2

-6,0

11,2

15,3

-0,1

5,1

г. Минск

-6,9

-6,4

-2,2

5,3

12,6

16,0

18,8

16,2

11,6

5,6

0,0

-4,5

-5,2

11,3

15,2

0,4

5,4

Приложение Г

(информационное)

Пример определения норм расхода и нормативных показателей расхода газа на собственные технологические нужды КЦ

Таблица Г. 1 - Исходные данные для расчёта

Параметры

Обозначения

Един. измер.

Значения параметров

Наименование и местоположение КС

Синдор (респ. Коми)

Тип ГПА

ГТК-10

Тип нагнетателя

370-18-1

Количество установленных ГПА

nуст

ед.

8

Количество и схема включения работающих ГПА

nр

ед.

4 (2?2)

Количество работающих ГПА с утилизаторами выхлопных газов

nу

ед.

1

Номинальная мощность ГПА

Ne0

кВт

10000

Планируемый период

-

квартал

I кв.

Продолжительность планируемого периода

t

ч

2160

Объем газа, перекачиваемого за планируемый период

Q

млн. м3

6225

Давление газа на входе КЦ (абс.)

P1

МПа

5,668

Давление газа на выходе КЦ (абс.)

P2

МПа

7,453

Температура газа на входе КЦ

T1

К

275,5

Плотность природного газа

r0

кг/м3

0,685

Низшая теплота сгорания топливного газа

Qpн

ккал/м3

8155

Таблица Г.2 - Пример расчета нормативных показателей расхода газа на собственные технологические нужды КЦ

Параметры

Обозначения

Един. измер.

Формула, источник получения

Значения параметров

1

2

3

4

5

Относительная плотность газа по воздуху

Dв

-

0,569

Средняя температура атмосферного воздуха в планируемый период

tа

С

Климат, справочник

-14,3

Индивидуальная норма расхода топливного газа

Нтг0

кг у.т.

кВт?ч

Табл. 1

0,656

Коэффициент влияния температуры атмосферного воздуха

Ка

-

Ка = 1,02 + 0,0025(ta + 5)

0,997

Коэффициент влияния котлов-утилизаторов

Ку

-

Ку = 1 + 0,025?ny/np

1,006

Норма расхода топливного газа на компримирование

Hтгкц

кг у.т.

кВт?ч

Нтгкц = Каутг0

0,658

Коэффициент сжимаемости газа при давлении и температуре на входе в КЦ

Z1

-

Формула 7.2

0,870

Степень повышения давления в КЦ

eкц

-

eкц = Р21

1,315

Политропная работа сжатия КЦ за планируемый период

Lпкц

млн. кВт?ч

Формула 7.1

40,9

Нормативная потребность КЦ в топливном газе для компримирования

Птгкц

тыс. т у.т.

Птгкц = Нтгкц?Lпкц

26,91

млн. м3

7000?26,91/8155

23,09

Индивидуальная норма расхода газа на прочие технологические нужды КЦ

Нгтн0

м3

кВт?ч

Табл. 2

0,0015

Коэффициент влияния давления газа

Кр

-

п. 6.2

1,36

Норма расхода газа на прочие технологические нужды КЦ

Нгтнкц

м3

кВт?ч

Нгтнкц = Нгтн0р

0,0020

Установленная мощность ГПА в КЦ

Nусткц

кВт

Nусткц = Nе0?nуст

80000

Нормативная потребность в газе на прочие технологические нужды КЦ

Пгтнкц

тыс. м3

Пгтнкц = Нгтнкц?Nусткц?t?10-3

345,6

Индивидуальная норма технологических потерь газа в КЦ

Нпг0

м3

кВт?ч

Табл. 3

0,0035

Норма технологических потерь газа в КЦ

Нпгкц

м3

кВт?ч

Нпгкц = Нпг0р

0,0048

Нормативные технологические потери газа в КЦ

Ппгкц

тыс. м3

Ппгкц = Нпгкц?Nусткц?t?10-3

829,4

Приложение Д

(информационное)

Библиография

1 Щуровский В.А., Синицын Ю.Н., Клубничкин А.К. Анализ состояния и перспектив сокращения затрат природного газа при эксплуатации газотурбинных компрессорных цехов. Обзорная информация. Транспорт и хранение газа. М.: ВНИИЭГАЗпром, 1982.

2 Методические указания по расчёту норм расхода природного газа на собственные нужды газотурбинных цехов компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: ВНИИГАЗ, 1981.

3 Щуровский В.А., Зайцев Ю.А. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты. М.: Недра, 1994.

4 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные газопроводы. ОНТП 51-1-85. М.: ВНИИГАЗ, 1985.

5 Синицын С.Н., Сухарев М.Г., Леонтьев Е.В. Расчёт режимов работы компрессорных станций и магистральных газопроводов на ЭВМ//Газовая промышленность. 1966, № 12.

6 Методика определения расхода природного газа на собственные нужды при эксплуатации приграничных участков МГ, газопроводов-отводов и ГРС между приграничными ГИС и границами Россия - Украина, Беларусь - Украина. УкрНИИгаз - ВНИИГАЗ, 1998.

7 Отраслевая методика расчёта нормы расхода топлива на выработку 1000 кВт?ч на электростанциях собственных нужд, резервных и аварийных источников объектов газовой промышленности. М.: ВНИИГАЗ, 1983.

8 Методические указания по определению объёма транспортной работы магистральных газопроводов. МГП, 1977.

Ключевые слова: расход природного газа, собственные технологические нужды, магистральный транспорт газа, норма, нормативная потребность в природном газе, компрессорная станция, компрессорный цех, линейная часть газопроводов.




Реклама: ;


Самые популярные документы раздела



Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика