герб

ГОСТы

флаг

СТО Газпром 2-1.20-114-2007 Методика энергоаудита газотранспортной системы

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

Общество с ограниченной ответственностью
"Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ"

Общество с ограниченной ответственностью
"Информационно-рекламный центр газовой промышленности"

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,
СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО "ГАЗПРОМ"

МЕТОДИКА ЭНЕРГОАУДИТА ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ

СТО Газпром 2-1.20-114-2007

Дата введения 2007-11-15

Предисловие

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

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

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО "Газпром" от 12 марта 2007 г. № 40 с 15 ноября 2007 г.

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Содержание

Предисловие

Введение

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Сокращения

5 Общие положения

6 Подготовительный этап

7 Этап документального обследования

7.1 Требования к исходной информации об объекте энергоаудита

7.2 Определение расходов топливно-энергетических ресурсов

7.3 Порядок составления топливно-энергетических балансов ГТС

7.3.1 Общие положения.

7.3.2 Аналитический энергобаланс расхода природного газа на СТН ГТС.

7.3.3 Аналитический энергобаланс расхода электроэнергии на СТН ГТС.

7.3.4 Аналитический энергобаланс расхода тепловой энергии в ПС.

8 Этап инструментального обследования

8.1 Требования к инструментальному обследованию объектов ГТС

8.2 Требования к точности расчета показателей энергоэффективности

9 Аналитический этап энергоаудита

9.1 Состав показателей энергоэффективности объектов ГТС

9.2 Расчет и анализ показателей системной энергоэффективности ГТС

9.3 Расчет и анализ показателей локальной энергоэффективности ГТС

9.4 Разработка энергосберегающих мероприятий

10 Этап согласований и подготовки отчетной документации

Приложение А (обязательное) Оценка погрешности расчета величины технологических потерь газа газотранспортной системы

Приложение Б (рекомендуемое) Основные характеристики приборов для измерения технологических параметров компрессорного цеха

Приложение В (рекомендуемое) Пример расчета и анализа показателей энергоэффективности газотранспортной системы

Приложение Г (рекомендуемое) Справочные данные по основным техническим и нормативным характеристикам газоперекачивающих агрегатов

Приложение Д (рекомендуемое) Пример расчета и анализа показателей энергоэффективности компрессорного цеха

Приложение Е (рекомендуемое) Технико-экономическая оценка энергосберегающих мероприятий

Приложение Ж (обязательное) Форма X энергетического паспорта газотранспортной системы

Библиография

Введение

В соответствии с Федеральным законом "Об энергосбережении" № 28-ФЗ от 03.04.1996 г. в ОАО "Газпром" проводятся энергоаудиты и энергетические обследования дочерних обществ и организаций по всем направлениям деятельности.

Стандарт организации СТО Газпром "Методика энергоаудита газотранспортной системы" (далее - стандарт) разработан согласно Приказу ОАО "Газпром" № 77 от 9.10.2000 года "Об организации работ по энергосбережению в Обществе" в целях нормативного обеспечения работ по проведению энергоаудитов (энергетических обследований) технологических объектов магистрального транспорта газа.

Анализ эффективности потребления энергоресурсов является одним из важных этапов при определении потенциала энергосбережения дочерних обществ и организаций и формировании экономически целесообразной программы энергосберегающих мероприятий. Наиболее энергоемким видом деятельности в ОАО "Газпром" является магистральный транспорт газа, на который приходится около 3/4 объемов расходуемых ТЭР, в том числе свыше 90% природного газа. В суммарном расходе топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа в последние годы доля природного газа составляла примерно 93%, электроэнергии - около 6%, тепловой энергии - примерно 1%.

В соответствии с требованиями Положения [ 1] в стандарте разработаны порядок составления топливно-энергетических балансов расхода энергоресурсов на собственные технологические нужды газотранспортных систем (ГТС), методика расчета и анализа показателей энергоэффективности технологических объектов ГТС (компрессорный цех, компрессорная станция, ГТС), требования к разработке энергосберегающих мероприятий по результатам проведения энергоаудитов (энергетических обследований), приведены примеры практического использования предложенных методик.

В соответствии с СТО Газпром 1.1 стандарт прошел метрологическую экспертизу в ООО "ОМЦ Газметрология". На проект стандарта получено положительное экспертное заключение № 44 от 19.04.2006 г.

Стандарт разработан в ООО "ВНИИГАЗ" авторским коллективом в составе:

к.т.н. Г.А. Хворов, А.Н. Калужских, Л.К. Ешич, Т.Б. Макарова (лаборатория эксплуатации газотранспортных систем).

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает:

- порядок расчета показателей энергоэффективности объектов газотранспортной системы;

- порядок анализа эффективности расходования топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа;

- порядок расчета топливно-энергетических балансов газотранспортной системы;

- порядок заполнения форм энергетического паспорта;

- требования по разработке энергосберегающих мероприятий.

Положения настоящего стандарта обязательны для применения:

- независимыми энергоаудиторами при проведении энергоаудитов и энергетических обследований газотранспортных систем ОАО "Газпром";

- газотранспортными дочерними обществами и организациями ОАО "Газпром" для проведения анализа энергоэффективности газотранспортных систем;

- дочерними обществами и организациями ОАО "Газпром" для корпоративного контроля эффективности расходования топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды газотранспортных систем;

- структурными подразделениями ООО "Газнадзор" для проведения корпоративного контроля за эффективным использованием газа дочерними обществами и организациями ОАО "Газпром", осуществляемого в соответствии с СТО Газпром 4.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

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

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

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

ГОСТ Р 51379-99 Энергосбережение. Энергетический паспорт промышленного потребителя топливно-энергетических ресурсов. Основные положения. Типовые формы.

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

СТО Газпром РД 1.19-126-2004 "Методика расчета удельных норм расхода газа на выработку тепловой энергии и расчета потерь в системах теплоснабжения (котельные и тепловые сети)".

СТО Газпром 4-2005 "Положение о порядке осуществления ОАО "Газпром" контроля за эффективным использованием газа".

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

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

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

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 51387, ГОСТ Р 51379, а так же следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 локальные показатели энергоэффективности: Показатели, характеризующие собственную энергоэффективность объектов газотранспортной системы.

Примечание - Локальные показатели энергоэффективности отражают технический уровень и техническое состояние компрессорного цеха, компрессорной станции без учета их энергетического вклада в работу газотранспортной системы.

3.2 показатель энергетической эффективности (энергоэффективности): абсолютная, удельная или относительная величина потребления или потерь энергетических ресурсов для продукции любого назначения или технологического процесса.

[ ГОСТ Р 51387]

Примечание - Удельная форма характеризует отношение расхода топливно-энергетических ресурсов к вырабатываемой или потребляемой энергии, произведенной продукции, произведенной работе в регламентированных условиях (режимах) работы.

Если совершаемая полезная работа не может быть подсчитана непосредственно в физических единицах, то в качестве удельного показателя выбирают отношение расхода топлива или энергии к величине, косвенно (по однозначности) характеризующей совершаемую работу, или отношение к единице продукции.

3.3 политропная работа сжатия компрессорного цеха: Работа, совершаемая газоперекачивающими агрегатами компрессорного цеха по преобразованию тепловой энергии, получаемой при сжигании природного газа в механическую энергию сжатия газового потока.

3.4 рациональное использование топливно-энергетических ресурсов (ТЭР): Использование ТЭР, обеспечивающее достижение максимальной при существующем уровне развития техники и технологии эффективности с учетом ограниченности их запасов и соблюдения требований снижения техногенного воздействия на окружающую среду и других требований общества.

[ ГОСТ Р 51387]

3.5 рекомендации по энергосбережению: Экономические, организационные, технические и технологические меры, направленные на повышение энергоэффективности технологического объекта ГТС, с обязательной оценкой возможностей их реализации, предполагаемых затрат и прогнозируемого эффекта в натуральном и стоимостном выражении.

3.6 системные показатели энергоэффективности: Показатели, характеризующие энергоэффективность объектов газотранспортной системы с учетом энергетической взаимозависимости входящих в него объектов.

Примечание - Системные показатели энергоэффективности учитывают технический уровень и техническое состояние объектов, входящих в систему, а также режим их совместной работы.

3.7 технологические потери газа: Неизбежные потери природного газа, связанные с принятой схемой и технологией транспортировки газа и обусловленные несовершенством технологии и качеством оборудования.

3.8 товаротранспортная работа: Показатель, характеризующий объем производства газопровода (газопроводов) и представляющий собой условную работу по перемещению единицы объема транспортируемого газа на единицу длины участка газопровода (газопроводов).

3.9 топливно-энергетический баланс: Система показателей, отражающих полное количественное соответствие между приходом и расходом (включая потери и остаток) ТЭР в хозяйстве в целом или на отдельных его участках (отрасль, регион, предприятие, цех, процесс, установка) за выбранный интервал времени.

[ ГОСТ Р 51387]

3.10 топливно-энергетические ресурсы (ТЭР): Совокупность природных и производственных энергоносителей, запасенная энергия которых при существующем уровне развития техники и технологии доступна для использования в хозяйственной деятельности.

[ ГОСТ Р 51387]

3.11 удельный расход топливного газа компрессорного цеха: Показатель энергоэффективности, характеризующий величину потребления природного газа, сжигаемого в газотурбинных установках компрессорного цеха для компримирования газового потока на единицу выполняемой политропной работы сжатия за определенный период.

3.12 удельный расход электроэнергии на компримирование компрессорным цехом: Показатель энергоэффективности, характеризующий величину потребления электроэнергии электроприводными газоперекачивающими агрегатами компрессорного цеха для компримирования газового потока на единицу выполняемой политропной работы сжатия за определенный период.

3.13 удельный расход природного газа на собственные технологические нужды газотранспортной системы: Показатель энергоэффективности, характеризующий величину расхода природного газа на собственные технологические нужды газотранспортной системы на единицу выполняемой работы за определенный период.

Примечание - В качестве величины, косвенно характеризующей работу, совершаемую газотранспортной системой, используют товаротранспортную работу или эквивалентную товаротранспортную работу.

3.14 эквивалентная товаротранспортная работа: Показатель, характеризующий объем производства газопровода (газопроводов) и представляющий собой условную работу по перемещению единицы объема транспортируемого газа на единицу длины эквивалентного участка газопровода (газопроводов).

3.15 эквивалентный участок газопровода: Участок газопровода с эталонными параметрами, длина которого подобрана таким образом, чтобы разность квадратов давлений на его концах была равна разности квадратов давлений на концах реального участка газопровода.

3.16 экономия топливно-энергетических ресурсов: Сравнительное в сопоставлении с базовым, эталонным значением сокращение потребления ТЭР на производство продукции, выполнение работ и оказание услуг установленного качества без нарушения экологических и других ограничений в соответствии с требованиями общества.

[ ГОСТ Р 51387]

3.17 энергетическое обследование: Обязательная процедура контроля (обследования) за рациональным и эффективным использованием ТЭР дочерними обществами и организациями ОАО "Газпром", осуществляемая Департаментом ТЭК Министерства промышленности и энергетики и энергоаудиторами в соответствии с Федеральным законом "Об энергосбережении" № 28-ФЗ от 03.04.1996 г.

3.18 энергоаудит: Добровольная процедура контроля (обследования) энергоаудиторами выполнения дочерними обществами и организациями ОАО "Газпром" норм расхода топливно-энергетических ресурсов, требований нормативных документов и действующего законодательства Российской Федерации в сфере энергосбережения.

3.19 энергоаудитор: Организация, внесенная в Реестр энергоаудиторских фирм, допущенных к проведению энергетических обследований (энергоаудитов), аккредитованная при ОАО "Газпром" в установленном порядке, имеющая необходимое инструментальное, приборное и методологическое оснащение и опыт выполнения работ в соответствующей области деятельности, располагающая квалифицированным и аттестованным персоналом, а также независимая в организационном и финансовом отношении от организации, в которых проводится энергетическое обследование (энергоаудит).

3.20 энергосбережение: Энергосбережение - реализация правовых, организационных, научных, производственных, технических и экономических, мер, направленных на эффективное (рациональное) использование (и экономное расходование) топливно-энергетических ресурсов и вовлечение в хозяйственный оборот возобновляемых источников энергии.

[ ГОСТ Р 51387]

3.21 энергетический паспорт промышленного потребителя ТЭР: Нормативный документ, отражающий баланс потребления и показатели эффективности использования ТЭР в процессе хозяйственной деятельности объектом производственного назначения и энергосберегающие мероприятия.

[ ГОСТ Р 51387]

3.22 эффективное использование ТЭР: Достижение экономически оправданной эффективности использования ТЭР при существующем уровне развития техники и технологий и соблюдении требований к охране окружающей среды.

4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АВО - аппарат воздушного охлаждения газа;

АСКУЭ - автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии;

ВОУ - воздухоочистительное устройство;

ВЭР - вторичные энергоресурсы;

ГПА - газоперекачивающий агрегат;

ГИС - газоизмерительная станция;

ГРГ - газораспределительный пункт;

ГРС - газораспределительная станция;

ГТС - газотранспортная система;

ГТП - газотранспортное предприятие;

ГТУ - газотурбинная установка;

ЗРА - запорно-регулирующая арматура;

КИП - контрольно-измерительные приборы;

КПД - коэффициент полезного действия;

КЦ - компрессорный цех;

КС - компрессорная станция;

ЛПУ - линейное производственное управление;

ЛЧ - линейная часть;

ПДС - производственно-диспетчерская служба;

ПТН - прочие технологические нужды;

СИ - средство измерения;

СКЗ - станция катодной защиты;

СКО - среднеквадратическое отклонение;

СМНПО - Сумское машиностроительное научно-производственное объединение;

СПЧ - сменная проточная часть;

СТН - собственные технологические нужды;

ТГ - топливный газ;

ТМЗ - турбомоторный завод;

ТП - технологические потери;

ТТР - товаротранспортная работа;

ТЭР - топливно-энергетические ресурсы;

ЦБН - центробежный нагнетатель;

ЦКТИ - центральный котлотурбинный институт;

ЭГПА - электроприводной газоперекачивающий агрегат;

ЭСН - электростанция собственных нужд;

ЭТТР - эквивалентная товаротранспортная работа.

5 Общие положения

5.1 С помощью энергоаудитов (энергетических обследований) осуществляется инструментальный технический контроль за эффективностью расходования ТЭР. В процессе проведения энергоаудитов вычисляют и анализируют показатели энергоэффективности компрессорных цехов, компрессорных станций, газотранспортных систем Общества; составляют энергетические балансы по всем видам ТЭР; разрабатывают рекомендации по повышению эффективности энергосбережения; формируют энергетические паспорта потребителей ТЭР. Рекомендации по энергосбережению, разработанные по результатам энергоаудита, синтезируются в программах энергосбережения дочерних обществ и организаций ОАО "Газпром".

5.2 Общее руководство, координацию и планирование проведения энергоаудитов дочерних обществ и организаций ОАО "Газпром", аккредитацию энергоаудиторов осуществляет структурное подразделение по энергетике ОАО "Газпром" в соответствии с Положением [ 1].

5.3 Основанием для проведения энергетических обследований и энергоаудитов являются:

- Программа организации работ по проведению энергетических обследований и энергоаудита дочерних обществ и организации ОАО "Газпром" (далее - Программа);

- ежегодные планы проведения работ по энергетическим обследованиям и энергоаудиту предприятий и объектов ОАО "Газпром".

Программа разрабатывается структурным подразделением по энергетике ОАО "Газпром" сроком на пять лет и утверждается руководством ОАО "Газпром".

На основании указанной выше Программы и предложений дочерних обществ и организаций ОАО "Газпром" структурным подразделением по энергетике ОАО "Газпром" разрабатываются ежегодные проекты планов проведения работ по энергетическим обследованиям и энергетическому аудиту предприятий и объектов ОАО "Газпром", представляются на рассмотрение руководству ОАО "Газпром" и после их утверждения являются обязательными для исполнения.

5.4 При проведении энергоаудитов в соответствии с Положением [ 1] предусмотрены следующие этапы:

- подготовительный этап;

- этап документального обследования;

- этап инструментального обследования;

- аналитический этап;

- этап согласований и подготовки отчетной документации.

6 Подготовительный этап

6.1 Подготовительный этап проведения энергоаудита ГТС заключается в общем знакомстве с объектом энергоаудита и итоговыми результатами предыдущего энергоаудита, энергетическим паспортом, уточнении календарного плана и программы проведения энергоаудита, в сборе документальной и учетно-статистической информации о расходовании ТЭР.

6.2 Необходимая информация об объекте энергоаудита включает:

- данные по расчетам за потребление всех видов ТЭР;

- отчетную документацию по коммерческому и техническому учету потребляемых энергоресурсов;

- данные о структуре, объемах и режимах потребления ТЭР и данные о коммерческом и техническом учете потребления всех видов ТЭР;

- сведения о расходе природного газа на СТН по статьям затрат: ТГ, расход газа на ПТН, ТП газа;

- сведения об основном и вспомогательном оборудовании;

- сведения о нормах расхода ТЭР на СТН ГТС;

- сведения о потреблении (производстве) электроэнергии, содержащие информацию об электростанциях собственных нужд, о трансформаторных подстанциях, установленной мощности электроприемников по направлениям ее использования с краткой характеристикой оборудования и режимах потребления электроэнергии;

- сведения о потреблении (производстве) тепловой энергии, содержащие информацию о составе котельных агрегатов, сведения о технологическом оборудовании;

- сведения о показателях энергоэффективности по технологическим уровням: КЦ-КС-ГТС;

- сведения о программе энергосбережения дочернего общества; технико-экономическое обоснование и необходимую документацию по энергосберегающим мероприятиям.

6.3 Исходная информация для документального обследования ГТС содержится в следующих отчетных документах:

- ежемесячные отчеты ПДС;

- ежемесячные отчеты службы энергетики;

- ежемесячные отчеты по потреблению ТЭР.

При анализе эффективности расхода газа на СТН КЦ, КС энергоаудитору необходимо ознакомиться с формами статистической отчетности 100-газ, 101-газ, а для контроля эффективности расходования газа на линейной части и ГТС в целом - с формами 102-газ и 103-газ в соответствии с Приказом ОАО "Газпром" [ 2] и приложением к Приказу [ 3].

7 Этап документального обследования

7.1 Требования к исходной информации об объекте энергоаудита

На этапе документального обследования производят обобщение и анализ плановых, отчетных, технических и технологических документов с целью расчета показателей эффективности расходования ТЭР на ретроспективном годовом интервале, составления энергетических балансов ГТС.

Из ежемесячного отчета ПДС используют следующую информацию:

- схема работы КЦ (тип нагнетателя, тип ГПА, количество установленных ГПА, количество работающих ГПА, номинальная мощность ГПА);

- входное и выходное давление газа на входе и выходе нагнетателей;

- температура газа на входе и выходе нагнетателей, температура газа после АВО;

- плотность газа;

- коммерческий объем перекачанного газа;

- состав или низшая теплота сгорания газа;

- фактическая ТТР;

- ТТР по плану транспорта газа;

- расход ТГ и электроэнергии на компримирование;

- объемы газа, расходуемые на ПТН КЦ (продувки пылеуловителей, фильтров-сепараторов, объемы газа, стравленного из контуров нагнетателя, либо количество стравливаний за месяц, расход импульсного газа, объемы газа, стравленного при капитальном ремонте коммуникаций и оборудования КЦ);

- объемы газа, расходуемые на ПТН ЛЧ;

- расход газа на ЭСН и другом газопотребляющем оборудовании;

- технологические потери газа ГТС;

- потери газа при авариях.

Из отчета службы энергетики анализируют следующую информацию:

- ежемесячные показания счетчиков активной и реактивной электроэнергии на входных фидерах, по которым производится коммерческий расчет с поставщиком электрической энергии;

- выработка электроэнергии на ЭСН и другом электрогенерирующем оборудовании (при наличии);

- потребление электроэнергии на компримирование и на прочие технологические нужды;

- потребление тепловой энергии.

7.2 Определение расходов топливно-энергетических ресурсов

На основе данных, полученных при анализе исходной информации, рассчитываются расходы природного газа, электроэнергии, тепловой энергии на СТН ГТС за год. Расчетный период - месяц.

7.2.1 Объем природного газа, расходуемого за расчетный период на СТН КЦ , тыс. м3, вычисляется по формуле

 =  +  + ,                                                                                                       (1)

где  - объем ТГ КЦ, расходуемого за расчетный период времени, тыс. м3, измеряется (СИ технического учета газа);

 - объем газа, расходуемого на ПТН КЦ за расчетный период, тыс. м3, вычисляется (согласно нормативному документу, утвержденному в дочернем обществе);

 - ТП КЦ за расчетный период, тыс. м3, измеряется согласно Методике [ 4].

7.2.2 Расход электроэнергии на СТН КЦ , тыс. кВт × ч, вычисляется по формуле

 =  +  + ,                                                                                                   (2)

где  - расход электроэнергии КЦ с ЭГПА на компримирование за расчетный период, тыс. кВт × ч, измеряется (СИ технического учета электроэнергии);

 - расход электроэнергии на ПТН КЦ за расчетный период (как для электроприводных, так и для газотурбинных ГПА), тыс. кВт × ч, измеряется (СИ технического учета электроэнергии);

 - технологические потери электроэнергии в КЦ, рассчитываются согласно Методике [ 5].

7.2.3 Расход ТЭР КЦ , т у.т., вычисляют по формуле

 = k г × + k э × ,                                                                                                         (3)

где k г - коэффициент перевода природного газа в условное топливо, вычисляется по формуле

,                                                                                                                               (4)

 - фактическая низшая теплота сгорания природного газа, ккал/м3; принимается по данным химлаборатории;

k э = 0,325 - коэффициент перевода электроэнергии в условное топливо.

7.2.4 Объем газа, расходуемого за расчетный период КС на СТН, тыс. м3, вычисляется по формуле

 =  +  + ,                                                                                                       (5)

где  - объем ТГ КС за расчетный период, тыс. м3;

 - объем газа на ПТН КС за расчетный период, тыс. м3;

 - ТП газа КС за расчетный период, тыс. м3.

ТГ КС вычисляется по формуле

,                                                                                                                         (6)

где S 1 - количество КЦ с газотурбинным приводом.

Газ на ПТН КС вычисляют по формуле

,                                                                                       (7)

где  - объем природного газа на выработку электроэнергии i -й ЭСН за расчетный период, тыс. м3, измеряется;

 - объем природного газа на выработку тепла в i -й котельной за расчетный период, тыс. м3, измеряется;

 - объем природного газа на работу i -й СОГ за расчетный период, тыс. м3, измеряется;

S - количество КЦ.

ТП газа КС вычисляют по формуле

.                                                                                                                           (8)

7.2.5 Расход электроэнергии на СГН КС  за расчетный период, тыс. кВт × ч, вычисляется по формуле

 =  + ,                                                                                                                (9)

где  - расход электроэнергии КС на компримирование за расчетный период, тыс. кВт × ч;

 - расход электроэнергии КС на ПТН за расчетный период, тыс. кВт × ч.

Расход электроэнергии КС на компримирование вычисляется суммированием по всем КЦ:

 = ,                                                                                                                         (10)

где S 2 - количество КЦ с электроприводными ГПА.

Расход электроэнергии КС на ПТН вычисляется по формуле

,                                                                                     (11)

где  - расход электроэнергии для общестанционных электропотребителей промплощадки, тыс. кВт × ч, измеряется (СИ технического учета электроэнергии);

 - расход электроэнергии для СКЗ на промплощадке, тыс. кВт × ч, измеряется (СИ технического учета электроэнергии);

D W п/п - потери электроэнергии на промплощадке ЛПУ, тыс. кВт × ч, рассчитывается согласно Методике [ 5].

7.2.6 Суммарный расход ТЭР КС  за расчетный период, т у.т., вычисляется по формуле

 = kг × + kэ × .                                                                                                        (12)

7.2.7 Объем природного газа, расходуемый за расчетный период на СТН ГТС , тыс. м3, вычисляется в соответствии с Инструкцией [ 6]:

 =  +  + ,                                                                                                      (13)

где  - объем ТГ ГТС, расходуемый за расчетный период времени, тыс. м3;

  - объем природного газа, расходуемый на ПТН ГТС за расчетный период времени, тыс. м3;

 - технологические потери газа ГТС за расчетный период времени, тыс. м3.

ТГ ГТС за расчетный период времени вычисляется по формуле

,                                                                                                                          (14)

где  - объем ТГ, расходуемый КС, тыс. м3;

R - количество КС в ГТС.

Газ на ПТН ГТС вычисляется суммированием по всем КС и ЛЧ:

,                                                                                                            (15)

где  - объем природного газа, расходуемый на ПТН ЛЧ, тыс. м3, вычисляется в соответствии с Методикой [ 7];

F - количество линейных участков.

Величина технологических потерь газа ГТС рассчитывается по формуле

,                                                                                                              (16)

где  - величина ТП газа на i -й КС, тыс. м3; рассчитывается по формуле (8);

 - величина ТП газа на i -м участке ЛЧ, тыс. м3; измеряется согласно Методике [ 4].

7.2.8 Расход электроэнергии на СТН ГТС за расчетный период времени , тыс. кВт × ч, вычисляют по формуле

 =  + ,                                                                                                                (17)

где  - расход электроэнергии на компримирование ГТС за расчетный период времени, тыс. кВт × ч;

 - расход электроэнергии на прочие технологические нужды ГТС за расчетный период времени, тыс. кВт × ч.

Расход электроэнергии на компримирование ГТС вычисляется по формуле

 = ,                                                                                                                        (18)

где R 1 - количество КС с электроприводными КЦ.

Расход электроэнергии на ПТН ГТС вычисляется по формуле

,                                                                                                           (19)

где  - расход электроэнергии на ПТН i -й ЛЧ, тыс. кВт × ч, вычисляемый по формуле

,                                                                                                      (20)

 - расход электроэнергии на СКЗ линейной части магистрального газопровода, тыс. кВт × ч, измеряется (СИ технического учета электроэнергии);

 - расход электроэнергии на технологические нужды ГРС, тыс. кВт × ч, измеряется (СИ технического учета электроэнергии);

 - расход электроэнергии на электроприемники ЛЧ магистрального газопровода, тыс. кВт × ч, измеряется (СИ технического учета электроэнергии).

7.2.9 Суммарный расход ТЭР на СТН ГТС , т у.т. вычисляется по формуле

 = kг × + kээ × .                                                                                                        (21)

7.2.10 Количество тепловой энергии, расходуемой в ГТС за расчетный период , Гкал, вычисляется суммированием по всем КС:

 = ,                                                                                                                         (22)

где  - количество тепловой энергии, потребляемой i -й КС за расчетный период, Гкал; используются расчетные данные службы энергетики ЛПУ.

7.3 Порядок составления топливно-энергетических балансов ГТС

7.3.1 Общие положения.

По способу разработки топливно-энергетические балансы (далее - энергобалансы) ГТС являются опытно-расчетными, поскольку для их определения используют как фактические результаты измерений расходов энергоносителей, так и их расчетные значения.

По временным критериям энергобалансы ГТС являются отчетными, т.к. строятся на базе данных документального обследования за расчетный период, как правило за год.

Составляют следующие виды энергобалансов ГТС:

- энергобаланс ГТС по потребляемому природному газу на СТН;

- энергобаланс ГТС по потребляемой электроэнергии на СТН;

- энергобаланс ГТС по потребляемой тепловой энергии.

По форме составления энергобалансы ГТС являются аналитическими, т.е. в них представляют разделение энергоносителя на полезный расход и потери, а также сравнивают фактический и нормативный расход, что позволяет выявлять потенциал энергосбережения.

Анализ аналитических энергобалансов ГТС должен проводится в следующем порядке:

- исследование структуры расхода ТЭР;

- определение расходов ТЭР и сравнение их с нормативными значениями;

- определение потерь энергоресурсов и их анализ.

Основой для разработки и анализа аналитических энергобалансов ГТС являются фактические показатели расхода ТЭР. Кроме этого, для анализа экономической эффективности расходования ТЭР необходимы технико-экономические характеристики энергоносителей, включающие:

- стоимость газа, расходуемого на СТН;

- стоимость покупной электро- и тепловой энергии;

- график годового (по месяцам) потребления энергоносителей.

7.3.2 Аналитический энергобаланс расхода природного газа на СТН ГТС.

7.3.2.1 Аналитический энергобаланс расхода природного газа на СТН ГТС является расходным, состоящим из двух величин - полезного расхода (топливного газа и газа на прочие технологические нужды) и фактических технологических потерь газа; расчет проводят по формуле (13).

Значения статей расхода газа на СТН заполняют на основании фактических данных, представленных службами дочернего общества (организации) в соответствии с 7.2 настоящего стандарта. Аналитический энергобаланс расхода природного газа на СТН ГТС представлен в виде таблицы 7.1.

7.3.2.2 Анализируют информацию, представленную в таблице 7.1, и делают выводы об энергобалансе природного газа по статьям расхода и сравнивают с нормативными значениями.

Вычисляют , ,  - отклонения фактических величин расхода и потерь газа от нормативных значений:

,                                                                                                                  (23)

,                                                                                                                  (24)

,                                                                                                                  (25)

,                                                                                                                  (26)

где , , ,  - нормативные значения: расхода ТГ, расхода газа на ПТН, потерь газа ГТС, суммарного расхода газа на СТН.

Расчет нормативных значений расходов газа на ПТН для ЛЧ, ГРС, ГИС производится в соответствии с Методикой [ 7].

Расчет нормативных значений расходов ТГ, газа на ПТН, потерь газа КС и ЛЧ производится в соответствии с Методикой [ 8].

7.3.2.3 При  ≥ 0 проводится углубленный анализ причин превышения величины топливного газа над нормативным, в том числе по КС. При этом используются показатели системной и локальной энергоэффективности в соответствии с 9.1, 9.2 данного стандарта.

Таблица 7.1

Аналитический энергобаланс расхода природного газа на СТН ГТС за 200.. г.

Показатель

Размерность

Формула, источник информации

Значение показателя

I кв.

II кв.

III кв.

IV кв.

За год

1 Фактический расход газа на СТН ГТС всего, в т.ч.

тыс. м3

п. 1.1 + п. 1.2+ + п. 1.3

1.1 Топливный газ

тыс. м3

Формула (14)

1.2 Прочие технологические нужды ГТС всего, в т.ч.

тыс. м3

п. 1.2.1 +

+ п. 1.2.2

1.2.1 расход газа на ПТН КС*

тыс. м3

расчет

1.2.2 расход газа на ПТН ЛЧ

тыс. м3

расчет [ 7]

1.3 Технологические потери газа, в т.ч.

тыс. м3

п. 1.3.1 +

+ п. 1.3.2

1.3.1 ТП газа на КС

тыс. м3

измерение [ 4]

1.3.2 ТП газа на ЛЧ

тыс. м3

измерение [ 4]

2 Потери газа из-за аварий **

тыс. м3

данные ПДС

3 Нормативный расход газа на СТН

тыс. м3

п. 3.1 +п. 3.2 + + п. 3.3

3.1 Нормативный расход ТГ

тыс. м3

расчет по [ 8]

3.2 Нормативный расход газа на ПТН ГТС всего, в т.ч.

тыс. м3

расчет по [ 8]

3.2.1 на ПТН КС

тыс. м3

расчет по [ 8]

3.2.2 на ПТН ЛЧ

тыс. м3

расчет по [ 8]

3.3 Нормативные ТП ГТС

тыс. м3

расчет по [ 8]

3.3.1 на КС

тыс. м3

расчет по [ 8]

3.3.2 на ЛЧ

тыс. м3

расчет по [ 8]

4 Стоимость газа на СТН

руб./тыс. м3

Прейскурант цен

_____________

* Расчет по п. 1.2.1 проводится по методике, утвержденной в дочернем обществе.

** Потери газа в результате аварий представляют в актах, утвержденных в дочернем обществе установленным порядком.

7.3.2.4 При  ≥ 0 проводится углубленный анализ причин превышения величины газа, расходуемого на ПТН над нормативным значением, в том числе по объектам ГТС. При этом используются показатели локальной энергоэффективности в соответствии с 9.2 данного стандарта.

7.3.2.5 При  ≥ 0 необходимо провести углубленный анализ причин превышения фактических потерь газа по сравнению с нормативным значением, в том числе по объектам ГТС.

Необходимо вычислить СКО расчета оценки ТП газа ГТС.

Исходные данные и порядок оценки погрешности расчета технологических потерь газа балансовым методом представлены в приложении А. Используя результаты проведенных вычислений, необходимо сделать выводы о точности и достоверности коммерческого и технического учета газа.

7.3.3 Аналитический энергобаланс расхода электроэнергии на СТН ГТС.

7.3.3.1 Уравнение энергобаланса расхода электроэнергии на СТН ГТС представлено суммой балансов расходов электроэнергии для всех ЛПУ, входящих в состав дочернего общества:

,                                                                   (27)

где  - количество электроэнергии, поступившей от i -й энергосети, тыс. кВт × ч;

 - количество электроэнергии, выработанной i -й ЭСН, тыс. кВт × ч;

 - расход электроэнергии на СТН i -й КС, тыс. кВт × ч;

 - расход электроэнергии на ПТН i -й ЛЧ, тыс. кВт × ч;

  - количество электроэнергии, отпущенной i -му потребителю на сторону, тыс. кВт × ч;

 - величина суммарных потерь электроэнергии в i -й ЛПУ, тыс. кВт × ч;

R - количество ЛПУ.

В таблице 7.2 представлена форма аналитического энергобаланса расхода электроэнергии на СТН ГТС за расчетный период.

7.3.3.2 Все составляющие энергобаланса расхода электроэнергии, за исключением потерь электроэнергии в ЛПУ, следует принимать на основании измерений с помощью СИ - счетчиков коммерческого учета и счетчиков технического учета электроэнергии.

Потери электроэнергии в ЛПУ в электрических сетях, силовых трансформаторах и других элементах электрооборудования рассчитываются согласно Методике [ 5].

7.3.3.3 Для анализа и обеспечения достоверности учета расхода электроэнергии необходимо рассчитать и сравнить значения фактического (НБф) и допустимого (НБд) небалансов в соответствии с Типовой инструкцией [ 9].

Таблица 7.2

Аналитический энергобаланс расхода электроэнергии на СТН ГТС за 200... г.

Показатель

Размерность

Формула, источник информации

Значение показателя

I кв.

II кв.

III кв.

IV кв.

За год

1 Поступление электроэнергии от энергосети

тыс. кВт × ч

Коммерческие СИ

2 Фактический расход электроэнергии на СТН ГТС всего, в т.ч.

тыс. кВт × ч

п. 2.1 + п. 2.2

2.1 На компримирование газа

тыс. кВт × ч

Формула (18)

2.2 Прочие технологические нужды ГТС всего, в т.ч.

тыс. кВт × ч

Формула (19)

2.2.1 расход электроэнергии на ПТН КС

тыс. кВт × ч

Технические СИ

2.2.2расход электроэнергии на ПТН ЛЧ

тыс. кВт × ч

Технические СИ

3 Выработано электроэнергии на ЭСН

тыс. кВт × ч

Технические СИ

4 Отпущено потребителям на сторону

тыс. кВт × ч

Технические СИ

5 Нормативный расход электроэнергии на СТН ГТС всего, в т.ч.

тыс. кВт × ч

Расчет СТО Газпром 3.3-2-001

5.1 Нормативный расход электроэнергии на компримирование газа

тыс. кВт × ч

Расчет СТО Газпром 3.3-2-001

5.2 Нормативный расход электроэнергии на ПТН ГТС всего, в т.ч.

тыс. кВт × ч

Расчет СТО Газпром 3.3-2-001

5.2.1 нормативный расход электроэнергии на ЛТП КС

тыс. кВт × ч

Расчет СТО Газпром 3.3-2-001

5.2.2 нормативный расход электроэнергии на ПТНЛЧ

тыс. кВт × ч

Расчет СТО Газпром 3.3-2-001

5.3 Нормативные потери электроэнергии

тыс. кВт × ч

Расчет [ 5 ]

- на КС

тыс. кВт × ч

Расчет [ 5 ]

- на ЛЧ

тыс. кВт × ч

Расчет [ 5 ]

6 Стоимость электроэнергии

руб./тыс.кВт × ч

Данные служб отделов энергетики ЛПУ

Значение фактического небаланса должно быть меньше или равно значению допустимого небаланса, т.е.

НБф ≤ НБд.                                                                                                                             (28)

Фактический небаланс (НБф) для каждого ЛПУ определяется по составляющим ежемесячного баланса электроэнергии и рассчитывается по формуле

.                                                                    (29)

Значение допустимого небаланса рассчитывается по формуле

,                                                                                                   (30)

где - суммарная относительная погрешность i -го СИ коммерческого учета поступившей электроэнергии, % ;

- суммарная относительная погрешность i -го СИ технического учета расходуемой электроэнергии, %;

- коэффициент, равный доле поступившей электроэнергии через i - e СИ коммерческого учета электроэнергии;

  - коэффициент, равный доле расходуемой электроэнергии через i - e СИ технического учета электроэнергии.

Коэффициенты d п , do рассчитываются по формуле

,                                                                                                                                 (31)

,                                                                                                                                 (32)

где Wi - количество электроэнергии, учтенной i -м СИ за отчетный период;

W п , Wo - суммарное количество электроэнергии, соответственно поступившей и расходуемой за отчетный период.

7.3.3.4 Для анализа экономической эффективности расходования покупной электроэнергии используется информация о тарифах на электроэнергию по энергосистемам.

7.3.4 Аналитический энергобаланс расхода тепловой энергии в ПС.

В таблице 7.3 представлена форма аналитического баланса потребления тепловой энергии в ГТС.

Все составляющие энергобаланса тепловой энергии, за исключением потерь тепловой энергии в ЛПУ, следует принимать на основании измерений с помощью СИ - счетчиков технического учета тепла.

Таблица 7.3

Аналитический энергобаланс расхода тепловой энергии ГТС за 200.., г., Гкал.

Показатель

Размерность

Формула, источник информации

Значение показателя

I кв.

II кв.

III кв.

IV кв.

За год

1 Фактический расход тепловой энергии всего, в т.ч.

Гкал

Технические СИ

1.1 На технологические нужды основного производства (ТНОП)

Гкал

Технические СИ

1.2 На технологические нужды вспомогательного производства (ТНВП)

Гкал

Технические СИ

1.3 На непроизводственные нужды

Гкал

Технические СИ

2 Выработано собственными котельными

Гкал

Технические СИ

3 Отпущено потребителям на сторону

Гкал

Технические СИ

4 Нормативный расход тепловой энергии на ТНОП

Гкал

Расчет*

5 Нормативный расход тепловой энергия на ТНВП

Гкал

Расчет*

6 Нормативные потери тепловой энергии

Гкал

Расчет [ 10]

7 Стоимость тепловой энергии

руб./Гкал

Данные служб отделов энергетики ЛПУ

* Соответствующие нормативные значения составляющих расходов тепловой энергии должны быть рассчитаны согласно СТО Газпром РД 1.19-126 и ГОСТ Р 51379 (приложение Н).

8 Этап инструментального обследования

8.1 Требования к инструментальному обследованию объектов ГТС

8.1.1 Инструментальное обследование объектов ГТС заключается в проведении измерений параметров технологических процессов в КЦ, КС, ЛЧ с определенной точностью и обработке полученных данных с целью расчета фактических показателей энергоэффективности ГТС.

Инструментальные измерения в КЦ, КС, ЛЧ являются базовыми, поскольку включают получение необходимых параметров для оценки фактических локальных и системных показателей энергоэффективности ГТС. Инструментальные измерения в КЦ, КС, ЛЧ проводятся по отдельным методикам, утвержденным в ОАО "Газпром" в установленном порядке.

8.1.2 Для измерений используется имеющийся в газотранспортном дочернем обществе (организации) парк СИ, как стационарных, так и переносных. Средства измерения должны быть поверены.

Кроме того, для проведения измерений могут быть использованы портативные СИ, имеющиеся в энергоаудиторских фирмах. К этим СИ предъявляются следующие требования:

- СИ должны быть из числа внесенных в Государственный реестр средств измерений, допущенных к применению в Российской Федерации;

- СИ должны иметь действующие свидетельства о поверке.

8.2 Требования к точности расчета показателей энергоэффективности

8.2.1 В общем виде расчетные формулы для показателей энергоэффективности представляют в виде функциональной зависимости

У = F(х1, х2, ..., хn),                                                                                                                (33)

где У - показатель энергоэффективности;

х1, х2, ..., х n - параметры (расход газа, механическая мощность, давление, температура, количество электрической энергии, электрическая мощность и др.).

Параметры измеряются или рассчитываются по определенным зависимостям. Погрешности результатов измерений или расчетов параметров вызваны инструментальными или методическими погрешностями.

8.2.2 Порядок оценки погрешностей результатов измерений в соответствии с Рекомендациями [ 11] состоит в следующем:

- анализ уравнений измерения (расчетных формул);

- выявление всех источников погрешности (неопределенности) измерений (расчета) и их количественное оценивание;

- введение поправок на систематические погрешности (эффекты), которые можно исключить.

8.2.3 В качестве характеристики погрешности расчета показателя энергоэффективности используется суммарное среднеквадратическое отклонение (СКО), S у , характеризующее случайные погрешности результатов измерений (расчета) параметров, входящих в формулу расчета показателя.

С учетом того, что случайные погрешности параметров распределены по нормальному закону и не коррелированы между собой, СКО оценки погрешности показателя энергоэффективности определяются в соответствии с Рекомендациями [ 11] по формуле

,                                                                                                       (34)

где  - i -й коэффициент влияния, рассчитываемый для номинальных значений входящих в него величин;

 - i - e CKO оценки параметров, входящих в формулу (33).

8.2.4 Пример оценки среднеквадратической погрешности расчета показателя энергоэффективности.

8.2.4.1 Формула расчета удельного расхода топливного газа КЦ имеет следующий вид:

.

СКО оценки относительной погрешности расчета удельного расхода топливного газа КЦ, , определяется по формуле

,                                                                                                 (35)

где  - СКО относительной погрешности измерения расхода топливного газа КЦ;

 - СКО относительной погрешности расчета политропной работы сжатия КЦ.

8.2.4.2 Точность результата измерений расхода топливного газа КЦ оценивается с учетом классов точности современного парка технических СИ расхода газа в соответствии с ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2, ГОСТ 8.563.3. С учетом того, что погрешность расхода топливного газа КЦ, , обусловлена случайными погрешностями измерений, величина СКО относительной погрешности результата измерений расхода топливного газа КЦ принимается равной

 = ± 2,5%.                                                                                                                (36)

8.2.4.3 Относительная погрешность расчета политропной работы КЦ, d L кц , определяется по формуле

d Lкц = d Qкц + d z1кц + d T1кц + 0,3( d P2 - d P1),                                                                         (37)

где d Q кц - относительная погрешность измерения расхода газа, транспортируемого КЦ;

d z 1кц - относительная погрешность расчета коэффициента сжимаемости газа на входе в КЦ;

d T 1кц - относительная погрешность измерения температуры газа на входе в КЦ;

d P 1 , d P 2 - относительные погрешности измерения давления газа на входе и выходе из КЦ.

Слагаемые, входящие в выражение (37) обусловлены случайными погрешностями измерений (расчета) соответствующих величин. СКО оценки относительной погрешности расчета политропной работы КЦ определяется по формуле

,                                    (38)

где s [ d Q кц ], s [ d z 1кц ], s [ d T 1кц ], s [ d P 1 ], s [ d P 2 ] - СКО относительной погрешности измерений (расчета) соответствующих величин.

Формируют требования к точности измерений (расчета) входящих в выражение (38) параметров:

- СКО относительной погрешности результата измерения расхода газа, транспортируемого КЦ s [ d Q кц ] - не более ± 5%;

- СКО относительной погрешности расчета коэффициента сжимаемости газа s [ d z 1кц ] - не более ± 1%;

- СКО относительной погрешности результата измерения температуры на входе в КЦ s [ d T 1кц ] - не более ± 1%;

- СКО относительной погрешности результата измерения давления газа на входе и выходе КЦ s [ d P 1 ], s [ d P 2 ] - не более ± 1%.

Примечание - Расход газа, транспортируемого КЦ, может быть определен с помощью измерения перепада давления на входных устройствах нагнетателей с помощью нестандартных сужающих устройств согласно ГОСТ 8.563.2 . С учетом их поверки величина s [ d Q кц ] не должна превышать ± 5%.

При отсутствии измерений расхода газа через ЦБН по конфузору можно определять расход газа ЦБН и КЦ косвенным методом, используя характеристику ЦБН "приведенная относительная внутренняя мощность - приведенная объемная производительность" в соответствии с Инструкцией [ 12] и Каталогом [ 13].

С учетом точностных характеристик параметров, входящих в выражение (38), величина СКО оценки относительной погрешности расчета политропной работы КЦ s [ d Q кц ] - не более ± 5,1% .

8.2.4.4 Величина СКО оценки относительной погрешности расчета удельного расхода

топливного газа КЦ с учетом (36), (38) равна  = 5,7%.

Представленные в 8.2 требования к точности расчетов показателей энергоэффективности должны обеспечиваться СИ, приведенными в таблице Ж.1 ( приложение Ж).

8.2.4.5 Аналогичным способом рассчитывают оценки погрешности остальных показателей энергоэффективности КЦ.

8.2.4.6 Оценки погрешностей показателей энергоэффективности КС, ГТС определяют аналогично на основе формулы (34) с учетом требований к погрешностям СИ коммерческого и технического учета расхода газа и электроэнергии на собственные технологические нужды технологических объектов ГТС.

9 Аналитический этап энергоаудита

9.1 Состав показателей энергоэффективности объектов ГТС

На этом этапе энергоаудита проводится вычисление и анализ показателей энергоэффективности объектов ГТС.

При анализе эффективности использования ТЭР объектов ГТС используют показатели энергоэффективности, характеристика которых представлена в таблице 9.1.

Таблица 9.1

Характеристика показателей энергоэффективности объектов ГТС

Показатель

Единица измерения

Обозначение

Характеристика

Показатели системной энергоэффективности ГТС

1 Удельный расход газа на СТН ГТС

м3/(млн м3 ×км)

На единицу ТТР ГТС

2 Удельный расход газа на СТН ГТС на единицу ЭТТР

м3/(млн м3 ×км)

На единицу ЭТТР ГТС

3 Удельный расход ТЭР на СТН ГТС на единицу ЭТТР

м3/(млн м3 ×км)

На единицу ЭТТР ГТС

4 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КС

кг у.т./(млн м3 ×км)

На единицу ЭТТР КС

4.1 Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН КЦ

м3/(млн м3 ×км)

На единицу ЭТТР КЦ

4.2 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН КЦ

кВт ×ч(млн м3 ×км)

На единицу ЭТТР КЦ

5 Показатель энергоэффективности линейного участка ГТС

кг у.т./км

Элу

На единицу длины линейного участка

Показатели локальной энергоэффективности ГТС

6 Удельный расход ТЭР КС

кг у.т./кВт ×ч

На единицу политропной работы сжатия

6.1 Удельный расход ТГ КЦ

кг у.т./кВт ×ч

На единицу политропной работы сжатия

6.2 Удельный расход газа на ПТН КЦ

м3/кВт ×ч

На единицу политропной работы сжатия

6.3 Удельные технологические потери газа КЦ

м3/кВт ×ч

На единицу политропной работы сжатия

6.4 Удельный расход электроэнергии на компримирование КЦ

кВт ×ч/кВт ×ч

На единицу политропной работы сжатия

9.2 Расчет и анализ показателей системной энергоэффективности ГТС

9.2.1 Удельный расход природного газа на СТН ГТС , м3/(млн м3 × км), вычисляется по формуле

,                                                                                                                             (38)

где  - расход природного газа на СТН ГТС за расчетный период времени, тыс. м3;

 - ТТР ГТС, млрд м3 × км, вычисляемая по формуле

,                                                                                                                          (39)

Qi - объем газа, транспортируемого по i -му участку ГТС, млрд м3; данные ПДС;

Li - длина i -го линейного участка, км, данные ПДС;

F - количество линейных участков.

В таблице 9.2 приведены основные параметры, необходимые для расчета и анализа системного показателя энергоэффективности ГТС - удельного расхода газа на СТН ГТС.

Таблица 9.2

Показатель энергоэффективности ГТС

Показатель

Размерность

Формула, источник информации

Значение показателя

I кв.

II кв.

III кв.

IV кв.

За год

ТТР ГТС

млрд м3 ×км

Формула (39)

2 Объем газа, расходуемый на СТН ГТС

тыс. м3

Формула (13)

3 Удельный расход газа на СТН ГТС

м3/(млн м3 ×км)

Формула (38)

4 Норма расхода газа на СТН ГТС

м3/(млн м3 ×км)

Доводится ОАО "Газпром"

Производят расчет фактического удельного расхода газа на СТН ГТС (по кварталам и за год) и сравнивают его с соответствующими значениями нормы расхода газа на СТН ГТС.

9.2.2 Удельный расход газа на СТН ГТС на единицу ЭТТР , м3/(млн м3 × км), за расчетный период времени вычисляется по формуле

,                                                                                                                     (40)

где  - объем газа, расходуемого на СТН ГТС за расчетный период, тыс. м3;

 - ЭТТР ГТС, млн м3 × км, определяемая по формуле

 = Авх - Авых + Апост – Аотб + - ,                                                                      (41)

Авых - ЭТТР газового потока, полученного в начале газопровода (от газодобывающего или газотранспортного предприятия), млн м3 × км;

Авх - ЭТТР газового потока, отдаваемого следующему газопроводу, млн м3 × км;

 - ЭТТР, совершаемая КС, млн м3 × км;

 - ЭТТР, совершаемая газовым потоком, отдаваемым на СТН КЦ, млн м3 × км;

Апост - ЭТТР газового потока, получаемого с путевыми поступлениями газа, млн м3 × км;

Аотб - ЭТТР газового потока, отдаваемого с путевыми отборами газа (потребители, межсистемные перетоки), млн м3 × км.

Составляющая Авх вычисляется по формуле

Авх = с × × Qвх,                                                                                                                      (42)

где Рвх, Q вх - давление и величина объема поступления газа в начале газопровода, кгс/см2 и млн м3, измеряются;

с - константа для согласования размерностей, при измерении давления в кгс/см2, с=3,912 × 10-2.

Составляющую Авых вычисляют по формуле

Авых = с × × Qвых,                                                                                                                 (43)

где Рвых, Q вых - давление и объем отбора газа в конце газопровода, кгс/см2 и млн м3.

Составляющая Апост вычисляется по формуле

Апост = с × ,                                                                                                           (44)

где I - количество притоков газа;

,  - давление и объем притока газа в точке i -го путевого притока, кгс/см2 и млн м3.

Составляющая Аотб вычисляется по формуле

Аотб = с × ,                                                                                                         (45)

где J - количество отборов газа;

,  - давление и объем отбора газа в точке j -го путевого отбора, кгс/см2 и млн м3.

Составляющая  вычисляется по формуле

,                                                                                                                    (46)

где  - эквивалентная товаротранспортная работа i -го КЦ, вычисляется по формуле

,                                                                                (47)

с1 - константа для согласования размерностей, при измерении давления в кгс/см2 принимается равной 10,138;

z 1кц - коэффициент сжимаемости газа по параметрам на входе в КЦ;

Т1кц - температура газа на входе в КЦ, К, измеряется;

v кц - коэффициент, учитывающий потери давления в обвязке КЦ, вычисляемый по формуле

,                                                                                                              (48)

D Р1кц, D Р2кц - потери давления в технологических коммуникациях на входе и выходе КЦ, кгс/см2, измеряется;

Q кц - объем газа, транспортируемый КЦ за расчетный период времени, млн × м3, измеряется (или рассчитывается);

Р1кц, Р2кц - давление на входе и выходе нагнетателей КЦ, кгс/см2, измеряется. Коэффициент сжимаемости газа вычисляется согласно Методике [ 8] по формуле

z 1кц = 1 - [(10,2 × Р1кц - 6) × (0,345 × 10-2 D в - 0,446 × 10-3) + 0,015] × [1,3 - 0,0144 - (Т1кц - 283,2)].      (49)

Составляющая  вычисляется по формуле

,                                                                                                          (50)

где  - давление газа на входе группы нагнетателей n -го КЦ, кгс/см2, измеряется;

 - объем газа, расходуемый на СТН n -го КЦ, тыс. м3.

9.2.3 Удельный расход ТЭР на СТН ГТС на единицу ЭТТР , м3/(млн м3 × км), за расчетный период времени вычисляется по формуле

,                                                                                                                       (51)

где  - суммарный расход ТЭР на СТН ГТС, т у.т., определяется по формуле (21).

9.2.4 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КС , кг у.т./(млн м3 × км), вычисляется по формуле

,                                                                                                                       (52)

где  вычисляется по формуле (12).

9.2.5 Удельный показатель расхода газа на СТН КЦ , м3/(млн м3 × км), вычисляется по формуле

,                                                                                                                     (53)

где  - вычисляется по формуле (1).

9.2.6 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН КЦ , кВт × ч/(млн м3 × км), вычисляется как для газотурбинных, так и для электроприводных КЦ по формуле

,                                                                                                                     (54)

где  - вычисляется по формуле (2).

9.2.7 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КЦ , кг у.т./(млн м3 × км), вычисляется по формуле

,                                                                                                                       (55)

где  - вычисляется по формуле (3).

9.2.8 Удельный показатель энергоэффективности линейного участка Элу, млн м3 × км/км, вычисляется по формуле

,                                                                                                                             (56)

где l лу - длина линейного участка, км;

  - ЭТТР линейного участка, млн м3 × км, вычисляемая по формуле

,                                                                                                            (57)

Рн, Рк - давление в начале и конце линейного участка, кгс/см2;

Q лу - объем газа, транспортируемого по линейному участку, млн × м3.

9.2.9 Система нормативных показателей расхода ТЭР ГТС на выполнение ЭТТР включает следующую номенклатуру:

- норма расхода ТЭР КЦ;

- норма расхода ТЭР КС;

- норма энергоэффективности линейного участка.

Норма расхода ТЭР КЦ , кг у.т./(млн м3 × км), вычисляется по формуле

,                                                                                                            (58)

где  - нормативный расход ТЭР КЦ, т у.т.; исходные данные для расчета представляет ПДС газотранспортного предприятия на основе плана транспорта газа в соответствии с Методикой [ 8] и СТО Газпром 3.3-2-001;

 - плановая ЭТТР КЦ, млн м3 × км, рассчитывается по формуле (47); исходные данные для расчета представляет ПДС газотранспортного предприятия на основе плана транспорта газа.

Норма расхода ТЭР КС , кг у.т./(млн м3 × км), вычисляется по формуле

,                                                                                                            (59)

где  - нормативный расход ТЭР КС, т у.т., рассчитывается по формуле (13); исходные данные для расчета представляет ПДС дочернего общества на основе плана транспорта газа;

  - плановая ЭТТР КС, млн м3 × км, рассчитывается по формуле (46); исходные данные для расчета представляет ПДС дочернего общества на основе плана транспорта газа.

Норма эффективности линейного участка [Элу]н, млн м3 × км/км, вычисляется по формуле

,                                                                                                                        (60)

где  - нормативная длина линейного участка, км;

  - плановая ЭТТР линейного участка, млн м3 × км, вычисляемая по формуле

,                                                                                                        (61)

,  - плановые величины давления в начале и конце линейного участка, кгс/см2;

 - плановый объем газа, транспортируемого по линейному участку, млн м3.

Расчет плановых режимов проводят при следующих нормативных коэффициентах гидравлической эффективности:

Ен = 0,95 для линейных участков, имеющих очистные поршни;

Ен = 0,92 для прочих линейных участков.

9.2.10 Производят расчет фактических показателей энергоэффективности (таблицы 9.3, 9.4) и сравнивают их с расчетно-нормативными показателями.

9.2.11 Анализ системной энергоэффективности ГТС заключается в следующем:

- анализ энергоэффективности распределения газовых потоков по ГТС;

- анализ энергоэффективности распределения нагрузки между КС ГТС.

Таблица 9.3

Показатели системной энергоэффективности технологических объектов ГТС

Показатель энергоэффективности

Размерность

Обозна

чение

Источник, формула

КС-1

КС-...

КЦ-1

КЦ-2

КЦ-...

КЦ-1

КЦ-2

КЦ-...

1 Расход ТЭР КЦ

т у.т.

Формула (3)

+

+

+

+

+

+

2 Расход ТЭР КС

т у.т.

Формула (12)

+

+

3 ЭТГР КЦ

млн м3 ×км

Формула (47)

+

+

+

+

+

+

4 ЭТТР КС

млн м3 ×км

Формула (46)

+

+

5 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КЦ

кг у.т./

(млн м3 ×км)

Формула (55)

+

+

+

+

+

+

6 Норма расхода ТЭР КЦ

кг у.т./

(млн м3 ×км)

Формула (58)

+

+

+

+

+

+

7 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КС

кг у.т./

(млн м3 ×км)

Формула (52)

+

+

8 Норма расхода ТЭР КС

кг у.т./

(млн м3 ×км)

Формула (59)

+

+

Таблица 9.4

Показатели энергетического вклада линейных участков ГТС

Показатель энергоэффективности

Размерность

Обозначение

Источник, формула

Величины

ЛУ1-2

ЛУ2-3

...

1 Удельный показатель эффективности линейного участка

млн м3 ×км/км

Элу

Формула (56)

2 Норма эффективности линейного участка

млн м3 ×км/км

лу]н

Формула (60)

9.2.11.1 Анализ энергоэффективности распределения газовых потоков по ГТС.

Определяют производительность подсистем (газопроводов) на рассматриваемом режиме. Оценивают имеющийся запас производительности каждой подсистемы (газопровода) по отношению к предварительно рассчитанной их технически возможной производительности, соответствующей реальному состоянию линейной части и КС и условиям работы. Определяют показатель энергоэффективности  каждой подсистемы (газопровода) по формуле (51).

Определяют возможность догрузки подсистем (газопроводов), имеющих пониженные значения показателя энергоэффективности, за счет организации перетоков газа из менее экономичных подсистем (газопровода) в более экономичные. Формируют варианты загрузки, в т.ч.:

- вариант возможной дозагрузки подсистемы (газопровода) без проведения мероприятий по повышению технически возможной производительности подгружаемой подсистемы (газопровода);

- вариант дозагрузки с проведением специальных мероприятий по ликвидации "энергетических узких мест", ограничивающих технически возможную производительность подгружаемой подсистемы (ввод мощностей КС, реконструкция КС и линейных участков) с пониженным разрешенным давлением и т.п.

Проводят гидравлический расчет ГТС по указанным двум вариантам догрузки и определяют соответствующие возможности по снижению суммарных энергозатрат и повышению показателя энергоэффективности ГТС.

9.2.11.2 Анализ энергоэффективности распределения нагрузки между КС ГТС

Рассматривают возможность перераспределения нагрузки в цепочке КС с целью:

- повысить загрузку более энергоэффективных КС за счет разгрузки менее энергоэффективных;

- повысить выходные давления КС на "энергетических узких местах". Выполняют гидравлические расчеты режимов ГТС с учетом указанных мероприятий,

определяют соответствующие показатели энергоэффективности  и тем самым определяют резервы улучшения показателей энергоэффективности газопроводов за счет оптимизации распределения нагрузки между КС.

Формируют варианты по ликвидации "энергетических узких мест", т.е. предлагают технические мероприятия, позволяющие реально увеличить выходные давления КС за "энергетическими узкими местами".

Выполняют гидравлические расчеты газопроводов с учетом упомянутых технических мероприятий, определяют соответствующие суммарные энергозатраты по подсистемам (газопроводам) и тем самым определяют резервы повышения показателей энергоэффективности газопроводов за счет ликвидации "энергетических узких мест".

Пример расчета и анализа показателей энергоэффективности ГТС приведен в приложении В.

9.3 Расчет и анализ показателей локальной энергоэффективности ГТС

9.3.1 Удельный расход ТГ КЦ , кг у.т./кВт × ч, вычисляется по формуле

,                                                                                                                (62)

где  - объем ТГ КЦ, расходуемого за расчетный период времени, тыс. м3, измеряется;

  - объемная низшая теплота сгорания газа, ккал/м3;

L кц - политропная работа сжатия КЦ за расчетный период времени, кВт × ч, вычисляемая согласно [ 8] по формуле

Lкц = 320,25z1кцТ1кцQкц( -1),                                                                                             (63)

z 1кц - коэффициент сжимаемости газа по параметрам на входе в КЦ, вычисляемый по формуле (48);

Т1кц - температура газа на входе в цех, К, измеряется;

Q кц - объем газа, транспортируемого КЦ за расчетный период времени, млн м3; измеряется (или используется расчетные данные ПДС дочернего общества);

e кц - степень повышения давления газа в КЦ, вычисляемая по формуле

,                                                                                                                           (64)

Р1кц, Р2кц - давление на входе и выходе нагнетателей КЦ, МПа, измеряется.

9.3.2 Удельный расход природного газа на ПТН КЦ , м3/кВт × ч, вычисляется как для газотурбинных, так и для электроприводных КЦ по формуле

,                                                                                                                         (65)

где t - календарное время работы КЦ, ч;

  - установленная мощность КЦ, тыс. кВт, вычисляемая по формуле

,                                                                                                                       (66)

- номинальная мощность j -го ГПА, тыс. кВт × ч, приведена в таблице Г.2 ( приложение Г);

п j - количество ГПА в КЦ j -го типа.

9.3.3 Цельные технологические потери природного газа в КЦ , м3/кВт × ч, вычисляются как для газотурбинных, так и для электроприводных КЦ по формуле

.                                                                                                                          (67)

9.3.4 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа КЦ , кВт × ч/кВт × ч, вычисляется по формуле

.                                                                                                                        (68)

9.3.5 Удельный расход ТЭРКЦ , кг у.т./кВт × ч, вычисляется по формуле

.                                                                                                                       (69)

9.3.6 Удельный расход ТЭР на СГН КС , кг у.т./кВт × ч, вычисляется по формуле

.                                                                                                                       (70)

где L кс - политропная работа сжатия КС, определяемая по формуле

,                                                                                                                           (71)

S - количество цехов на КС.

Определение показателей локальной энергоэффективности КЦ, КС проводят на основе данных, полученных при инструментальном обследовании. На этом этапе проводят измерения основных параметров, представленных в таблице 9.5. В качестве контрольного среднесуточного режима используется установившийся и стабильный во времени режим работы КЦ как по параметрам ГПА, так и по параметрам технологического газа.

Таблица 9.5

Исходные данные для расчета показателей локальной энергоэффективности КЦ

Исходные данные

Обозначение

Размерность

Источник информации

1 Тип нагнетателя

Данные отдела КС

2 Тип агрегата

Данные отдела КС

3 Количество установленных ГПА

nуст

ед.

Данные отдела КС

4 Количество работающих ГПА

nр

ед.

Данные отдела КС

5 Количество агрегатов, эксплуатирующихся с котлами-утилизаторами

nу

ед.

Данные отдела КС

6 Относительная плотность газа по воздуху

Dв

-

Данные химлаборатории

7 Фактический расход ТГ КЦ

млн м3/сут

Измерения

8 Давление на входе КЦ

Р1кц

МПа

Измерения

9 Давление на выходе КЦ

Р2кц

МПа

Измерения

10 Степень повышения давления газа в КЦ

eкц

-

Формула (64)

11 Коэффициент сжимаемости газа на входе в КЦ

z1кц

-

Формула (48)

12 Температура на входе в КЦ

Т1кц

К

Измерения

13 Температура на выходе из КЦ

Т2кц

К

Измерения

14 Плотность природного газа в стандартных условиях

r0

кг/м3

Данные химлаборатории

15 Низшая теплота сгорания ТГ при 20 °С и 1,013 МПа

ккал/м3

Данные химлаборатории

16 Расход газа, перекачиваемого КЦ

qкц

млн м3/сут

Измерения (данные ПДС)

17 Политропная работа сжатия КЦ

Lкц

кВт ×ч

Формула (63)

18 Расход электроэнергии на СТН, в т.ч.

тыс. кВт ×ч

п. 18.1 + п. 18.2

18.1 на компримирование

тыс. кВт ×ч

Измерения

18.2 на ПТН

тыс. кВт ×ч

Измерения

Для анализа эффективности расхода ТЭР КЦ рассчитываются нормативные показатели, приведенные в таблице 9.6.

Таблица 9.6

Нормативные показатели энергоэффективности КЦ

Нормативный показатель

Обозначение

Размерность

Источник информации

1 Номинальная мощность ГПА

кВт

Табл. Г.2 (прилож. Г)

2 Индивидуальная норма расхода ТГ

кг у.т./кВт ×ч

Табл. Г.3 (прилож. Г)

3 Норма расхода ТГ КЦ

кг у.т./кВт ×ч

Расчет согласно [ 8]

4 Нормативный расход ТГ КЦ

млнм3

Расчет согласно [ 8]

5 Индивидуальная норма расхода электроэнергии на компримирование

кВт ×ч/кВт ×ч

Табл. Г.4 (прилож. Г)

6 Норма расхода электроэнергии ЭГПА на компримирование

кВт ×ч/кВт ×ч

Расчет согласно СТО Газпром 3.3-2-001

7 Нормативный расход электроэнергии на СТН КЦ

тыс. кВт ×ч

Расчет согласно СТО Газпром 3.3-2-001

9.3.7 Оценка эффективности использования ТЭР КЦ

9.3.7.1 Оценка эффективности использования ТГ производится в целом по КЦ посредством проведения измерений параметров работы и сравнением фактического удельного расхода ТГ с нормой расхода ТГ. По данным замеров производится расчет фактического удельного расхода ТГ КЦ.

Определяется отклонение фактического расхода ТГ КЦ от нормативного. В случае превышения фактического расхода ТГ над нормативным более чем на 5% производятся дальнейшие испытания и анализ эффективности работы основных элементов ГПА.

При анализе причин превышения фактического расхода ТГ над нормативным оценивается:

- влияние технического состояния привода, ЦБН и ГПА в целом с оценкой их показателей энергоэффективности и коэффициентов технического состояния по КПД и мощности;

- эффективность режимов компримирования (выбор состава работающих в КЦ ГПА, схемы их включения, распределения нагрузки между ГПА, соответствие СПЧ ЦБН режимам компримирования, оптимальность режимов байпасирования газа).

9.3.7.2 Кроме того, необходимо оценить:

- потери давления в технологических коммуникациях КЦ, технологических аппаратах (пылеуловители и АВО газа), на запорной арматуре с оценкой их соответствия расчетным значениям;

- увеличение расхода природного газа и электроэнергии на компримирование при наличии рециркуляции газа из-за негерметичности запорной арматуры на рециркуляционных контурах.

Величина перерасхода ТГ КЦ при наличии рециркуляции газа через неплотную запорную арматуру на рециркуляционных контурах вычисляется по формуле

,                                                                                                        (72)

где k рец - коэффициент, учитывающий рециркуляцию газа в технологической обвязке КЦ, вычисляемый по формуле

,                                                                                                                    (73)

 - величина рециркуляции газа в j -м рециркуляционном контуре технологической обвязки КЦ, тыс. м3/ч, измеряется.

Величина перерасхода ТГ КЦ из-за потерь давления в технологических коммуникациях КЦ вычисляется по формуле

,                                                                                                                   (74)

где k с – коэффициент, учитывающий влияние гидравлических сопротивлений обвязки КЦ, вычисляемый по формуле

,                                                                                                     (75)

где k ад.сж. - коэффициент адиабатического сжатия, k ад.сж. = 0,22 ¸ 0,25;

 - относительная величина потери давления газа в i коммуникации КЦ;

e кц - степень повышения давления газа в КЦ.

Величина k с рассчитывается с помощью таблицы 9.7, в которой представлены коэффициенты влияния гидравлических сопротивлений коммуникаций цеха в зависимости от степени сжатия.

Таблица 9.7

Коэффициенты влияния гидравлических сопротивлений коммуникаций цеха в зависимости от степени сжатия

eкц

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

10,0

5,7

3,9

3,1

2,6

2,3

Пример расчета и анализа показателей энергетической эффективности КЦ приведен в приложении Д.

9.3.7.3 Аналогично производится оценка эффективности использования электроэнергии КЦ (пункты 4, 5 таблицы 9.8).

Таблица 9.8

Расчет показателей энергоэффективности КЦ

Показатель

Обозначение

Размерность

Источник информации

1 Фактический удельный расход ТГ КЦ

кг у.т./кВт ×ч

Формула (62)

2 Отклонение фактического расхода ТГ КЦ от нормативного значения

%

3 Удельный расход электроэнергии ЭГПА на компримирование

кВт × ч/кВт × ч

Формула (68)

4 Отклонение фактического расхода электроэнергии ЭГПА на компримирование от нормативного значения

%

5 Отклонение фактического расхода электроэнергии на СТН от нормативного значения

%

Инструментальные измерения в КС включают измерения фактических параметров: расхода ТГ КЦ, расхода перекачиваемого газа КЦ, расхода электроэнергии на компримирование и на ПТН КЦ, расхода газа котельной, расхода газа ЭСН имеющимися штатными СИ (раздел 8).

Измерения технологических потерь газа КЦ проводят на основе Методики [ 4].

9.3.8 Оценка показателей локальной энергоэффективности КС.

Для анализа эффективности фактических показателей энергоэффективности КС рассчитывают нормативные показатели в соответствии с таблицей 9.9. Оценку эффективности использования ТЭР производят в целом по КС посредством проведения измерений и сравнения фактического расхода ТЭР КС с нормативными значениями расхода ТЭР.

Таблица 9.9

Нормативные показатели энергоэффективности КС

Нормативный показатель

Обозначение

Размерность

Источник информации

1 Нормативное значение расхода газа на СТН КС

тыс. м3

Расчет согласно [ 8]

2 Нормативное значение расхода электроэнергии на СТН КС

тыс. кВт ×ч

Расчет согласно СТО Газпром 3.3-2-001

9.4 Разработка энергосберегающих мероприятий

9.4.1 Одной из задач энергоаудита является разработка энергосберегающих мероприятий как на текущий период времени, так и на перспективу. В каждом ГТП существует Программа энергосбережения, разработанная на определенный период времени. Поэтому выводы энергоаудита по предлагаемым энергосберегающим мероприятиям должны дополнять или конкретизировать данную Программу или быть положены в основу вновь разрабатываемой Программы. Согласно Положению [ 1] на этом этапе необходимо провести:

- разработку организационно-технических мероприятий по повышению эффективности использования ТЭР, определение перечня работ, необходимых для реализации конкретных энергосберегающих мероприятий;

- определение экономии топлива и всех видов энергоносителей, достигаемой при реализации предложенных мероприятий, проведение оценки других факторов, влияющих на экономическую эффективность мероприятия (уровень надежности, численность эксплуатационного персонала и т.д.);

- определение затрат и возможных сроков реализации мероприятий;

- расчет экономической эффективности предлагаемых мероприятий с ранжированием их по срокам окупаемости.

9.4.2 Основной принцип, заложенный при формировании программы технологических энергосберегающих мероприятий, - первоочередная реализация мероприятий с минимальными затратами, которые дают максимальный энергосберегающий эффект.

Форма представления энергосберегающих мероприятий приведена в таблице Е.1 ( приложение Е). В ней они располагаются по видам затрат ТЭР:

- на технологические нужды основного производства;

- на технологические нужды вспомогательного производства:

- на технологические потери.

Все мероприятия должны быть ранжированы по категориям окупаемости: беззатратные, малозатратные, затратные.

Беззатратные - мероприятия, проводимые дочерними обществами по внедрению энергоэкономичных технологических режимов, соблюдению режима экономии и осуществляемые в порядке текущей деятельности предприятия.

Малозатратные - мероприятия со сроком окупаемости до 3 лет. Финансирование их может быть осуществлено за счет средств самого ГТП.

Затратные - мероприятия со сроком окупаемости до 6 лет. Финансирование этих мероприятий требует централизованного финансирования ОАО "Газпром" или инвестиций сторонних организаций.

Анализ окупаемости затрат на реализацию энергосбережения должен проводиться с учетом цен на энергоносители: на сэкономленный газ - по цене газа на СТН; на электроэнергию - по средней цене приведенного (двухставочнрго) тарифа; на тепловую энергию - по цене тарифа покупной тепловой энергии.

9.4.3 При выборе и обосновании энергосберегающих мероприятий следует ориентироваться на приоритетные направления энергосбережения, приведенные в таблице Е.2 (приложение Е):

- оптимизация технологических режимов транспорта газа;

- замена и модернизация ГПА;

- капитальный ремонт линейных участков с пониженным разрешенным давлением;

- поддержание КПД ГПА за счет их ремонта;

- совершенствование технологических операций (сокращение количества пусков-остановок ГПА, переход на остановку ГПА без стравливания, внедрение экономических схем продувки пылеуловителей, врезка отводов газа под давлением, снижение гидравлического сопротивления линейных участков до нормативного уровня за счет их очистки и т.д.);

- устранение утечек и перетечек газа в коммуникациях, КС и на ЛЧ магистральных газопроводов.

Приоритетные направления энергосбережения по экономии электроэнергии приведены в таблице Е.3 (приложение Е):

- оптимизация режимов работы оборудования;

- замена и модернизация оборудования;

- улучшение техсостояния оборудования при ремонте;

- внедрение АСКУЭ и усовершенствованных приборов учета электроэнергии;

- внедрение рациональных схем освещения, отопления и вентиляции. Приоритетные направления энергосбережения по экономии тепловой энергии приведены в таблице Е.4 (приложение Е):

- режимно-наладочные работы на системах теплоснабжения;

- оптимизация функционирования приточно-вытяжной вентиляции;

- мероприятия, связанные с модернизацией основного технологического оборудования (реконструкция котельных, замена горелочных устройств);

- мероприятия, связанные с внедрением приборов учета, автоматизацией коммерческого учета в тепло- и водопотреблении;

- мероприятия, связанные с дооснащением котельных приборами учета газа.

9.4.4 Существует ряд общих рекомендаций по энергосбережению в ГТП и ряд конкретных рекомендаций, относящихся к отдельным направлениям энергосбережения.

При оценке экономической эффективности энергосбережения необходимо определить следующие показатели:

- капитальные затраты, тыс. руб.;

- количество сэкономленного природного газа, электроэнергии, тепловой энергии, тыс. м3, тыс. кВт × ч, Гкал;

- стоимостный эффект энергосбережения, тыс. руб.;

- срок окупаемости мероприятия, лет;

- экономическую эффективность мероприятия.

Капитальные затраты включают: проект, стоимость оборудования, стоимость материалов, монтаж и наладку, налоги и др. статьи.

Энергосберегающий эффект определяется как разница в потреблении ТЭР (газа, электроэнергии, тепловой энергии) объектами ГТС, возникающая при внедрении энергосберегающего мероприятия по сравнению с базовым вариантом.

Расчет энергосберегающего эффекта для транспорта газа представлен в Инструктивных материалах [ 14].

Стоимостные эффекты экономии природного газа, электроэнергии и тепловой энергии S г , S ээ , S тэ , тыс. × руб., вычисляются по формулам:

S г = Цг × D V S пг ,                                                                                                                         (76)

S ээ = Цээ × D V S ээ ,                                                                                                                      (77)

S тэ = Цтэ × D V S тэ .                                                                                                                      (78)

где Цг, Цээ, Цтэ - цены на газ, электроэнергию, тепловую энергию; руб./тыс. м3, руб./кВт × ч, руб./Гкал;

D V S пг , D V S ээ , D V S тэ - суммарные величины сэкономленного природного газа, электроэнергии, тепловой энергии; тыс. × м3; тыс. кВт × ч; Гкал.

Срок окупаемости мероприятия - время, необходимое, чтобы капиталовложения окупились.

Оценка экономической эффективности энергосбережения должна быть проведена в соответствии с Временными методическими указаниями [ 15]. В качестве показателей экономической эффективности предлагаемых энергосберегающих мероприятий используется накопленный чистый дисконтированный доход, внутренняя норма доходности, срок окупаемости (с учетом дисконтирования). Пример технико-экономической оценки энергосберегающих мероприятий приведен в таблицах Е.4, Е.5 (приложение Е).

10 Этап согласований и подготовки отчетной документации

На данном этапе производится оформление, согласование отчетной документации и ее сдача в установленном договором порядке согласно Положению [ 1].

По результатам энергоаудита (энергетического обследования) оформляются следующие документы (на бумажных и электронных носителях в PDF формате):

- отчет о выполненном энергоаудите (энергетическом обследовании);

- энергетический паспорт потребителя ТЭР дочернего общества (или вносятся изменения в существующий паспорт).

Дочернее общество (организация) ОАО "Газпром" изучает, делает замечания и визирует отчетную документацию, а также согласовывает перечень мероприятий по повышению эффективности использования ТЭР.

Энергетический паспорт потребителя ТЭР согласовывается Департаментом ТЭК Минпромэнерго России на основании соответствующего экспертного заключения Совета энергоаудиторских фирм нефтяной и газовой промышленности.

Отчет по энергоаудиту ГТС должен содержать описательную и аналитическую части.

Отчет должен быть кратким и конкретным, все расчеты и материалы обследования следует выносить в приложения. Основные числовые данные надо представлять в виде таблиц и диаграмм. В описательной части представляется информация об объекте энергоаудита (энергетического обследования), имеющая отношение к вопросам энергоиспользования.

В аналитической части приводят расчет показателей энергоэффективности КЦ, КС, ГТС; анализ эффективности расходования ТЭР; энергосберегающие мероприятия.

Требования, предъявляемые к оформлению результатов энергоаудита, представлены в таблице 10.1.

Основные формы энергетического паспорта представлены в документе "Энергетический паспорт ..." [ 16]. Для показателей энергетической эффективности ГТС разработана форма X энергетического паспорта "Показатели энергоэффективности ГТС", приведенная в приложении Ж.

Таблица 10.1

Требования к оформлению результатов энергоаудита

Требование, предъявляемое к результатам энергоаудита

Источник информации

Выходной результат

Составление топливно-энергетических балансов ГТС. Обобщение результатов анализа использования ТЭР по группам оборудования, технологическим процессам, видам топлива и энергоносителей

Раздел 8

Топливно-энергетические балансы: - природный газ;

- электроэнергия;

- тепловая энергия

Расчет фактических показателей энергоэффективности и разработка мероприятий, направленных на повышение эффективности использования ТЭР по каждому показателю

Раздел 9

Показатели энергоэффективности КЦ, КС, ГТС

Анализ собранной информации и результатов обработки инструментального обследования.

Анализ причин несоответствия фактических и нормативных значений показателей энергоэффективности

Анализ эффективности расходования ТЭР КЦ, КС, ГТС

Разработка организационно-технических мероприятий по повышению эффективности использования ТЭР, определение перечня работ, необходимых для реализации конкретных энергосберегающих мероприятий.

Количественная оценка факторов, влияющих на экономическую эффективность мероприятий. Оценка стоимости предложенных энергосберегающих мероприятий и их ранжирование по экономической эффективности

Энергосберегающие мероприятия

Составление энергетического паспорта (или внесение корректировки в существующий энергетический паспорт)

Приложение Ж [ 16]

Энергетический паспорт

Приложение А
(обязательное)

Оценка погрешности расчета величины технологических потерь газа газотранспортной системы

А.1 Уравнение баланса газа газотранспортной системы

Уравнение баланса газа ГТС с транзитно-распределительным характером транспорта газа имеет вид

Q вх – Q потр - - Q з.г.с. - Q вых – Q ав = 0,                                                                                                                                               (А.1)

где Q вх - объем газа, поступивший в ГТС;

Q потр - объем газа, переданный потребителям через ГРС;

 - объем газа, расходуемый на СТН ГТС;

Q з.г.с. - запас газа в системе за расчетный период;

Q вых - объем газа, переданного другим ГТП или на экспорт;

Q ав - потери газа при авариях.

Объем газа, расходуемого на СТН ГТС , вычисляют по формуле

,                                                                                                                                               (А.2)

где  - топливный газ, расходуемый ГТС;

 - расходуемый на ПТН ГТС;

 - технологические потери газа ГТС.

Для расчета баланса используют данные измерений на ГИС, ГРС, ГРП и некоторые расчетные величины: изменение объема газа в системе за расчетный период, расход газа на ПТН (кроме топливного газа). ТП газа рассчитывают балансовым способом в соответствии с Инструкцией [ 6].

Формула для расчета технологических потерь газа ГТС балансовым методом имеет вид

,                                                                                                                                               (А.3)

где  - расчетная величина технологических потерь газа;

, , ,  - данные измерений;

, ,  - расчетные данные.

Входящие в уравнение (А.3) величины либо измеряются, либо рассчитываются. Представим эти величины в виде

,                                                                                                                                               (А.4)

,                                                                                                                                               (А.5)

где Qi , Qj - истинные значения измеряемых и рассчитываемых параметров;

,  - погрешности измерений и расчета параметров.

Анализируя уравнение (А.3), следует отметить, что основными источниками ошибок определения технологических потерь газа балансовым методом являются:

- погрешности расходомерной техники;

- методические погрешности расчета расхода газа на ПТН;

- методические погрешности определения изменения объема запаса газа в системе за расчетный период;

- методические погрешности расчета газа, теряемого при авариях.

Для дальнейшего анализа ошибок ТП газа ГТС балансовым методом принимаются:

- случайные величины ,  не имеют корреляционной связи и считаются независимыми друг от друга;

- закон распределения случайных составляющих погрешностей - нормальный (закон Гаусса);

- математические ожидания случайных величин  =  = 0.

- математическое ожидание  = 0.

А.2 Инструментальные погрешности измерений

При выполнении условий ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2, ГОСТ 8.563.3 погрешность измерений считают случайной. Оценку погрешности результата измерений производят по классу точности СИ, который определяет интервал, в котором с вероятностью 0,95 лежит истинное значение измеряемого параметра.

Дисперсия оценки погрешности i -го результата измерений  определяется классом точности СИ (расходомерного оборудования) и рассчитывается следующим образом.

По классу точности СИ 95%-ный доверительный интервал  вычисляется по формуле

,                                                                                                                                               (А.6)

где  и  - измеренное и истинное значения объема расходуемого газа;

d 0 i - класс точности i -го СИ.

Так как , поэтому СКО оценки погрешности i -го результата измерений будет равно

.                                                                                                                                               (А.7)

А.3 Методические погрешности расчета

Методическими погрешностями при расчете ошибок оценки ТП газа ГТС балансовым методом пренебрегают.

А.4 Вычисление среднеквадратичной погрешности оценки технологических потерь газа ГТС

СКО расчета оценки ТП газа ГГС вычисляют по формуле

.                                                                                                                                               ( A .8)

С учетом формулы (А.7) получим

.                                                                                                                                               (А.9)

Точность определения ТП газа ГТС характеризуется доверительным интервалом ее случайной составляющей:

d = ± 2,58 × s ( e тп ).                                                                                                                                               (А.10)

По формуле А.7 вычисляют СКО ошибки результата измерения объема газа, полученного или переданного от другого дочернего общества (организации),  (таблица А.1).

Таблица А.1

Исходная информация по точности полученного (переданного) газа соседним дочерним обществам (организациям)

Название объекта ГТС

Класс точности расходомера, %

Объем переданного (полученного) газа, млн м3

СКО , млн м3

Вход (КС1)

+

+

+

Вход (КС...)

+

+

+

Выход (КС…)

+

+

+

Итого

+

Вычисляют СКО результата измерений объемов газа, переданного потребителям через ГРС,  по формуле А.7 (таблица А.2).

Вычисляют СКО результата измерений топливного газа КС  по формуле А.7 (таблица А.3).

Таблица А.2

Исходная информация по точности измерения расхода газа на ГРС

Название (№) ГРС

Класс точности расходомера, %

Объем газа, переданного потребителям, млн м3

СКО , млн м3

ГРС № 1

+

+

+

ГРС № 2

+

+

+

.....

+

+

+

Итого

+

Таблица А.3

Исходная информация по точности измерения расхода топливного газа

Название КС

Класс точности СИ, %

Топливный газ, млн м3

СКО , млн м3

КС № 1

+

- КЦ 1

+

+

+

- КЦ 2

+

+

+

+

+

+

КС № 2

+

- КЦ 1

+

+

+

- КЦ 2

+

+

+

KC S

+

- КЦ 1

+

+

+

- КЦ 2

+

+

+

+

Итого

+

Вычисляют СКО оценки величины ТП газа -  и доверительный интервал (таблица А.4).

Таблица А.4

Расчет СКО оценки расчета технологических потерь газа ГТС, млн м3

Погрешности

СКО  млн м3

s( eтп), млн м3

d, млн м3

1 Погрешность результата измерений полученного (переданного) газа

+

-

-

2 Погрешность результата измерений расхода топливного газа

+

-

-

3 Погрешность результата измерений расхода газа на ГРС

+

-

-

4 Погрешность расчета объема технологических потерь газа ГТС

+

+

+

С учетом результатов вычислений, представленных в таблице А.4, оценка величины технологических потерь газа ГТС, вычисленная балансовым методом, характеризуется СКО:

.                                                                                                                                               (А.11)

Точность расчета оценки ТП газа ГТС характеризуется доверительным интервалом ее случайной составляющей:

d = ± 2,58 × s ( e тп ).                                                                                                                                               (А.12)

Приложение Б
(рекомендуемое)

Основные характеристики приборов для измерения технологических параметров компрессорного цеха

Таблица Б.1

Измеряемые технологические параметры компрессорного цеха

Измеряемая величина

Наименование датчика

Примечание

Точка измерения и наименование параметра

Единица измерения

Диапазон измерения

Класс точности, погрешность измерения, цена деления

1 Узел подключения

На входе в КЦ

На каждом шлейфе перед байпасом КЦ

1.1 Температура технологического газа

°С

от -20 до +50

Кл. 0,5

Термодатчик Термокарман

Термометр лабораторный

1.2 Давление технологического газа (избыточное)

МПа

от 0 до 5,9

Кл. 0,4

Датчик давления. Манометр образцовый

Местное измерение

На выходе из КЦ

На каждом шлейфе после байпаса КЦ

1.3 Температура технологического газа

°С

от -20 до +100

Кл. 0,5

Термодатчик Термокарман

Местное измерение

1.4 Давление технологического газа (избыточное)

МПа

от 0 до 7,5

Кл. 0,4

Датчик давления. Манометр образцовый

2 Газоперекачивающие агрегаты

2.1 Нагнетатель

2.1.1 Температура технологического газа на входе в нагнетатель

°С

от -20 до +50

0,2

Термодатчик Термокарман

Термометр лабораторный

2.1.2 Давление технологического газа на входе в нагнетатель (избыточное)

МПа

от 0 до 5,9

Кл. 0,4

Датчик давления. Манометр образцовый

Местное измерение

2.1.3 Перепад давления на входном устройстве (конфузоре)

МПа

от 0 до 0,1

Кл. 0,005

Дифференциальный датчик

2.1.4 Давление технологического газа на выходе из нагнетателя (избыточное)

МПа

от 0 до 7,5

Кл. 0,4

Датчик давления. Манометр образцовый

Местное измерение

2.1.5 Температура технологического газа на выходе из нагнетателя

°С

от -20 до +100

0,2

Термодатчик Термокарман

Термометр лабораторный

2.1.6 Частота вращения ротора нагнетателя

об/мин

от 0 до 10000

20

Частотомер

САУ агрегата

2.2 Газотурбинная установка ГТУ

2.2.1 Температура воздуха на входе ГТУ

°С

от -30 до +50

0,5

Термодатчик Термометр лабораторный

САУ агрегата Местное измерение

2.2.2 Температура газа за силовой турбиной

°С

от 0 до 1000

0,5

Термопара со вторичным прибором

САУ агрегата

2.2.3 Частота вращения роторов КНД и КВД

об/мин

от 0 до 10000

20

Частотомеры

САУ агрегата

2.2.4 Давление воздуха за компрессором ГТУ (избыточное)

МПа

от 0 до 2,5

Кл. 0,4

Датчик давления. Манометр образцовый

Местное измерение

2.3 Топливный газ

2.3.1 Давление топливного газа (избыточное)

МПа

от 0 до 4,0

Кл. 0,4

Датчик давления. Манометр образцовый

Местное измерение

2.3.2 Температура топливного газа

°С

от 0 до 50

0,5

Термодатчик Термокарман

Термометр лабораторный

2.3.3 Перепад давления на расходомерном устройстве

МПа

от 0 до 0,1

0,5%

Датчик перепада давлений

3 Атмосферный воздух

3.1 Температура атмосферного воздуха

°С

от -50 до +50 вкл.

0,5

Термодатчик Термометр лабораторный

САУ агрегата Местное измерение

3.2 Барометрическое давление

МПа

от 0,00 до 0,11

Кл. 0,002

Барометр-анероид

Метеостанция

Таблица Б.2

Коэффициенты расхода конфузоров нагнетателей

Тип компрессора

Тип ГПА

Коэффициент расхода А, м2,5/мин

Примечание

280-11-1(2)

ГТ-700-5

18,55

Данные ЦКТИ

260-12-1

260-13-2

ГГК-5

24,68

Данные ЦКТИ

370-17-1

370-15-1

370-14-1

ГТ-750-6 Дон

24,68

Данные ЦКТИ

370-16-1

ГТ-750-6

34,00

Данные ЦКТИ

370-18-1(2)

ГТК-10 ГПУ-10

33,35

Данные ВНИИГАЗа

520-12-1

ГТК-10

34,93

Данные ЦКТИ

235-21-1(3)

СТД-12,5

62,00

Данные НЗЛ

650-22

ГТН-25

60,20

Данные ЦКТИ

650-22-2

ГТН-25

72,30

Данные ЦКТИ

Н-300-1,23

ГТ-6-750

27,39

Данные ТМЗ

Н-6-56

ГТН-6

24,95

Данные ТМЗ

Н-16-75

ГТН-16

27,12

Данные ТМЗ

2Н-25-76-1,44

ГТН-25-1

62,47

Данные ТМЗ

НЦ-6,3/56М

НЦ-6,3/76-2,2

ГПА-Ц-6,3/56М

ГПА-Ц-6,3/76-2,2

30,64

Данные СМНПО

НЦ-6,3/125-2,2

ГПА-Ц-6,3

17,53

Данные СМНПО

НЦ-5-16С/45-1/7

ГПА-Ц-5-16С/45-1,7

83,16

Данные СМНПО

НЦ-16/76-1,44

НЦ-16/76-1,5

НЦ-16/76-1,25

НЦ-16/76-1,7 (2-ступ.)

НЦ-16С/76-1,44

НЦ-16С/76-1,5

НЦ-16/56-1,44

НЦ-16/41-1,45

НЦ-16С/85-1,5

НЦ-16/100-1,44

НЦ-16/100-1,7

НЦ-16/125-1,7

НЦ-12/56-1,44

ГПА-Ц-16/76-1,44

ГПА-Ц-16/76-1,5

ГПА-Ц-16/76-1,25

ГДА-Ц-16/76-1,7 (2-ступ.)

ГПА-Ц-16С/76-1,44

ГПА-Ц-16С/76-1,5

ГПА-Ц-16/56-1,44

ГПА-Ц-16/41-1,45

ГПА-Ц-16С/85-1,5

ГПА-Ц-16/100-1,44

ГПА-Ц-16/100-1,7

ГПА-Ц-16/125-1,7

ГПА-Ц-12/56-1,44

43,95

Данные СМНПО

НЦ-16/21-2,2

НЦ-16/41-2,2

НЦ-16/56-1,7

НЦ-16/76-1,7

(3-ступ. в корпусе 16/76-2,2)

НЦ-16/76-2,2

ГПА-Ц-16/21-2,2

ГПА-Ц-16/41-2,2

ГПА-Ц-16/56-1,7

ГПА-Ц-16/76-1,7

(3-ступ. в корпусе 16/76-2,2)

ГПА-Ц-16/76-2,2

72,55

Данные СМНПО

НЦ-25/76

ГПА-Ц-25/76

109,90

Данные СМНПО

НЦ-25/76

ГПА-Ц-25/76

109,90

Данные СМНПО

С3342(1 D2С) - I ст.

Центавр-4700

8,92

Данные "Мострансгаз"

С3342(2С1С) - II ст.

Центавр-4700

8,79

Данные "Мострансгаз"

PCL804-2

ГТК-25ИР

55,70

Данные "Нуово Пиньоне"

Таблица Б.3

Характеристика средств измерения параметров утечек газа от оборудования КЦ, КС

Наименование параметра

Наименование средства измерения

Единица измерения

Диапазон измерения

Пределы основной погрешности СИ ( D ; g ; d )

I Измерение параметров утечек от трубопроводной и технологической арматуры: запорная, предохранительная, обратного действия, отсечная, конденсатоотводящая, регулирующая. В состав этой группы входят разъемные и неразъемные соединения арматуры (фланцы, муфты, резьбовые и сварные соединения)

1.1 Концентрация метана

Течеискатели газоанализаторы - измерители концентрации метана

% об

0-1% об.,

0-5% об.,

0-20% об. и более

D = ± 0,2% об.

g = ± 5%

d = ± 25%

1.2 Скорость газового потока

Измерители скорости газовых потоков

м/с

от 0,2 до 40

D V 1 = ± (0,05 + 0,05 V х ) м/с в диапазоне от 0,1 до 0,5 м/с;

D V 2 = ± (0,1 + 0,05 V х ) м/с в диапазоне от 0,5 до 2 м/с;

D V 3 = ± (0,5 + 0,05 V х )м/с в диапазоне от 2 до 40 м/с

1.3 Расход газовой смеси

Измерители расхода газовой смеси

м3

4-400

g = ± 0,2%

1.4 Производительность вентиляционных побудителей расхода

Вентиляционные побудители расхода

м3

не менее 100м3/ч; не менее 3000 м3

-

1.5 Температура газовой смеси

Термометр

°С

от -40 до 0 °С,

от 0 до +85 °С

D t 1 = ± 0,2 °С в диапазоне от минус 10 до плюс 50 °С;

D t 2 = ± 0,5 °С в диапазоне от минус 40 до минус 10 °С и от плюс 50 до плюс 85 °С

1.6 Давление атмосферное

Манометр дифференциальный

кПа

от 80 до 110

D Р1 = ± 0,3 кПа

( ± 2,3 мм рт.ст.) при температуре от 0 до 60 °С; D Р 2 = ± 1,0 кПа ( ± 7,6 мм рт.ст.) при температуре от минус 20 до 0 °С

II . Измерение параметров утечек от свечей на КЦ, КС (в положении свечных кранов "закрыто")

2.1 Концентрация метана

Течеискатели газоанализаторы - измерители концентрации метана

% об.

0-1% об.,

0-5% об.,

0-20% об. и более

D = ± 0,2% об.

g = ± 5%

d = ± 25%

2.2 Скорость газового потока

Измерители скорости газовых потоков

м/с

от 0,2 до 40

D V 1 = ± (0,05 + 0,05 V х ) м/с в диапазоне от 0,1 до 0,5 м/с; D V 2 = ± (0,1 + 0,05 V х ) м/с в диапазоне от 0,5 до 2 м/с;

D V 3 = ± (0,5 + 0,05 V х ) м/с в диапазоне от 2 до 40 м/с

2.3 Температура газовой смеси

Термометр

°С

от -38 до 0 °С,

от 0 до +100 °С

D t 1 = ± 0,2 °С в диапазоне от минус 10 до плюс 50 °С;

D t 2 = ± 0,5 °С в диапазоне от минус 40 до минус 10 °С и от плюс 50 до плюс 85 °С

2.4 Давление атмосферное

Манометр дифференциальный

кПа

От 80 до 110

D Р1 = ± 0,3 кПа ( ± 2,3 мм рт.ст.) при температуре от 0 до 60 °С;

D Р2 = ± 1,0 кПа ( ± 7,6 мм рт.ст.) при температуре от минус 20 до 0 °С

D - пределы допускаемой абсолютной основной погрешности, выраженной в единицах измеряемой величины;

g - пределы допускаемой приведенной основной погрешности, %;

d - пределы допускаемой относительной основной погрешности, %.

Приложение В
(рекомендуемое)

Пример расчета и анализа показателей энергоэффективности газотранспортной системы

Дается условный пример ГТС с пятью КС, работающими в одном гидравлическом режиме с одним притоком и одним отбором газового потока. Каждая КС состоит из одного КД.

В таблице В.1 приведены основные исходные данные, необходимые для определения показателей энергоэффективности ГТС.

В таблице В.2 представлен расчет показателей системной энергоэффективности ГТС.

Показатели энергоэффективности определяют с учетом:

- удельного показателя эффективности расхода ТЭР КС;

- удельного показателя эффективности линейного участка.

На рисунке В.1 представлено распределение энергетического вклада КС в суммарные затраты ГТС. Наиболее эффективными по удельному расходу ТЭР являются компрессорные станции КС-2 и КС-1, наименее эффективными - компрессорные станции КС-4 и КС-3.

Рисунок В.1 Энергетический вклад КС в суммарные энергозатраты ГТС

Таблица В.1

Исходные данные для расчета показателей энергоэффективности ГГС

Название КС

Q кц

Р1кц

Р2кц

Т1кц

v кц

z 1кц

млн м3

кгс/см2

кгс/см2

К

безразм.

безразм.

тыс. кВт × ч

тыс. м3

т у.т.

Вход

7562,9

Приток

800,0

КС № 1 (КЦ 1)

8335,6

66,894

85,024

288,800

0,889

0,870

1323

25108

29146,4

КС № 2 (КЦ 1)

8308,3

62,611

84,902

286,700

0,915

0,875

1320

29292

33930,7

КС № 3 (КЦ 1)

8290,1

65,874

83,597

288,500

0,880

0,871

1315

24815

28808,6

КС № 4 (КЦ 1)

8253,7

64,650

85,014

288,300

0,901

0,873

1310

29149

33763,9

КС № 5 (КЦ 1)

8226,4

66,180

85,177

290,800

0,886

0,874

1305

26418

30638,8

Выход

8192,7

Отбор

36,4

Таблица В.2

Расчет показателей системной энергоэффективности ГТС

Объект ГТС

Авх

Апр

Аотб

Авых

Элу

млн м3 × км

млн м3 × км

млн м3 × км

млн м3 × км

млн м3 × км

млн м3 × км

млн м3 × км

кг у.т./(млн м3 × км)

Вход

1372081,4

Приток

145138,1

КС № 1

4533,3

823611,0

35,4

Линейный участок 1-2

7854,0

КС № 2

4640,5

1010790,0

33,6

Линейный участок 2-3

11225,9

КС № 3

4344,4

780381,0

36,9

Линейный участок 3-4

8514,0

КС № 4

4177,8

913361,0

37,0

Линейный участок 4-5

7728,5

КС № 5

4615,3

836087,0

36,6

Линейный участок 5-6

7527,4

Отбор

10325,8

Выход

1481900,1

На рисунке В.2 представлено распределение энергетического вклада линейных участков в суммарные затраты ГТС. Наиболее эффективен линейный участок между КС-5 и границей ГТС ( l лу = 105,1 км), который характеризуется показателем, равным 7527 млн м3 × км /км. Наименее эффективен участок между КС-3 и КС-4, имеющим показатель, равный 8514 млн м3 × км /км.

В представленном примере полученные показатели энергоэффективности ГТС свидетельствуют о том, что снижение уровня давлений газа на участке ЛУ 3-4 между КС-3 и КС-4 приводит к снижению энергоэффективности КС-4 и КС-3. К снижению энергоэффективности КС-4 приводит также и включение на всех работающих ГПА котлов-утилизаторов.

Рисунок В.2 Энергетический вклад линейных участков в суммарные энергозатраты ГТС

Приложение Г
(рекомендуемое)

Справочные данные по основным техническим и нормативным характеристикам газоперекачивающих агрегатов

Таблица Г.1

Основные технические характеристики электроприводных ГПА

Наименование показателя

Единица измерения

Тип электроприводного агрегата

А3-4500-1500

СТМ-4000

СТД-4000

ЭГПА-Ц-6,3

СТД-12500

СДГ-12500, СДГМ-12500

ЭГПА-25Р

Номинальная мощность электродвигателя

кВт

4500

4000

4000

6300

12500

12500

25000

Частота вращения ротора электродвигателя

мин-1

3000

3000

3000

3000

3000

3000

2900-3700

Масса электродвигателя

кг

26800

20000

12920

21950

29500

36000

80400

Тип компрессора

-

280-11-1

280-11-6

280-11-6

НЦ-6,3/ 125-2,2

370-18-2 (235-21-3)

285-22-1

650-12-1

Частота вращения ротора компрессора

мин-1

7950

7980

7980

7970

4800

5000

3700

Давление на входе в компрессор

ата

45,0

45,0

45,0

56,8

62,0

(50,7)

50,7

52,8

Давление на выходе из компрессора

ата

56,0

56,0

56,0

125,0

76,0

(76,0)

76,0

76,0

Коммерческая производительность

млн м3

/сут

13,0

13,0

13,0

4,5

37,0

21,9

46,0

Политропный КПД ЦБН

%

84,0

84,0

84,0

73,0

84,0

84,0

82,0

КПД электродвигателя

%

97,4

97,5

97,5

97,5

97,9

97,8

96,5

КПД мультипликатора

%

98,0

98,0

98,0

98,0

98,0

98,0

98,0

Таблица Г.2

Номинальные параметры различных типов газотурбинных ГПА

Тип ГПА

Номинальная мощность ГТУ , кВт

Номинальный КПД ГТУ

ГТ-700-5

4250

0,250

ГТК-5

4400

0,260

Таурус-60

5100

0,320

ГТ-6-750 (ГТН-6)

6000 (6300)

0,240

ГТ-750-6

6000

0,270

ГТ-750-6М

6000

0,300

ГПА-Ц-6,3

6300

0,240

ГПА-Ц-6,3А

6300

0,300

ГПА-Ц-6,3Б

6300

0,290

ГПА-Ц-8Б

8000

0,300

ГПА-Ц-6,3С

6300

0,305

ГГК-10

10000

0,290

ГТК-10М

10000

0,320

ГПУ-10

10000

0,276

ГТК-10И

10300

0,259

ГТК-10ИР

9500

0,330

ГПА-10 Урал

10000

0,340

Коберра-182

12900

0,275

ГПА-12 Урал, ГПА-12Р Урал

12000

0,340

ГПА-16 Урал, ГПА-16Р Урал

16000

0,363

ГТН-16

16000

0,290

ГТН-16М1

16000

0,310

ГТНР-16

16000

0,330

ГПА-Ц-16

16000

0,274

ГПА-Ц-18

18000

0,294

ГПА-16МЖ

16000

0,300

ГПА-16МГ, ГПА-Ц-16С

16000

0,340

ПЖТ-21С, ГПА-Ц-16АЛ

16000

0,355

ГПА-16 Волга

16000

0,365

ГТН-25

27500

0,281

ГТН-25-1

25000

0,320

ГТК-25И

23900

0,278

ГТК-25ИР

22200

0,345

ГТНР-25И(В)

22200

0,347

ГТНР-25И(С)

24600

0,354

ГПА-Ц-25

25000

0,345

ГПА-25 Урал

25000

0,394

Таблица Г.3

Индивидуальные нормы расхода топливного газа на 1 кВт × ч политропной работы сжатия КЦ согласно [ 8]

Тип ГПА

, кг у.т./кВт ×ч

ГТ-700-5

0,773

ГТК-5

0,719

Таурус-60

0,543

ГТ-6-750, ГТН-6

0,771

ГТ-750-6

0,692

ГТ-750-6М

0,557

ГПА-Ц-6,3

0,780

ГПА-Ц-6,3А

0,591

ГПА-Ц-6,3Б(6,3 МВт)

0,611

ГПА-Ц-6,3Б (8,0 МВт)

0,591

ГПА-Ц-6,3С

0,581

ГТК-10

0,656

ГТК-10М

0,532

ГПУ-10

0,675

ГТК-10И

0,710

ГТК-10ИР

0,528

ГПА-10 Урал

0,567

Коберра-182

0,669

ГПА-12Р Урал

0,513

ГПА-12 Урал

0,501

ГПА-16 Урал

0,467

ГПА-16Р Урал

0,480

ТН-16

0,656

ГТН-16М1

0,561

ГТНР-16

0,527

ГПА-Ц-18

0,599

ГПА-Ц-16

0,632

ГПА-16МЖ

0,619

ГПА-16МГ, ГПА-Ц-16С, Коберра 16МГ

0,511

ПЖТ-21С

0,478

ГПА-Ц-16АЛ

0,490

ГПА-16 Волга

0,465

ГТН-25

0,707

ГГН-25-1

0,542

ГГК-25И

0,658

ГТК-25ИР, ГГНР-25И (В)

0,502

ГТНР-25И(С)

0,490

ГПА-Ц-25, ГПА-25НК

0,490

ГПА-25Р Урал

0,430

Таблица Г.4

Индивидуальные нормы расхода электроэнергии на 1 кВт ×ч политропной работы сжатия КЦ согласно СТО Газпром 3.3-2-001

Тип электропривода

Тип нагнетателя

, кВт ×ч/кВт ×ч

СТМ-4000

280-11-6

1,517

СТД-4000

280-12-7

1,517

СТДП-4000

280-12-7

1,517

АЗ-4500

280-11-1

1,519

СТДП-6300

НЦ-6,3/56

1,746

СТДП-6300

НЦ-6,3/76

1,746

СТДП-6300

НЦ-6,3/125

1,746

СТД-12500

370-18-2

1,511

СТД-12500

235-21-3

1,511

СДГ-12500

285-22-1

1,512

СТГМ-12500

370-18-2

1,512

ЭГПА-25Р

650-12-1

1,488

Приложение Д
(рекомендуемое)

Пример расчета и анализа показателей энергоэффективности компрессорного цеха

Д.1 Пример расчета показателей энергоэффективности компрессорного цеха на основе данных инструментальных замеров

Оценка эффективности использования ТГ КЦ произведена посредством проведения измерений параметров работы ГПА на контрольном режиме и последующим сравнением фактического расхода ТГ с расчетной нормативной величиной.

В таблице Д.1 приведены исходные данные, необходимые для определения показателей энергоэффективности КЦ. В КЦ установлено 5 ГПА, 4 ГПА находятся в работе, в том числе три ГПА-Ц-18 и один ГПА-Ц-16. Физические константы природного газа рассчитаны по его химическому составу.

В таблице Д.2 приведены данные, полученные в результате измерений параметров ГПА:

- расход ТГ определен с помощью нормальных диафрагм, установленных на топливном коллекторе каждого ГПА. Расчет характеристик диафрагм и расхода ТГ выполнен в соответствии с ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2, ГОСТ 8.563.3;

- измерение коммерческой производительности ГПА проведено по перепаду давления на конфузорах нагнетателей и параметрам природного газа на входе ЦБН.

В таблице Д.3 представлен расчет показателей энергоэффективности КЦ:

- вычислена политропная работа сжатия КЦ, которая равна 916,6 тыс. кВт × ч.;

- вычислен удельный расход ТГ , который равен 0,542 м3/кВт × ч.;

- рассчитана норма расхода ТГ для КЦ с ГПА-Ц-16 и ГПА-Ц-18 в соответствии с Методикой [ 4], которая равна 0,563 м3/кВт × ч.

- вычислено отклонение фактического удельного расхода ТГ КЦ за расчетный период (сутки) от нормы, которое равно "-" 3,7%.

Знак "-" означает, что на данном режиме работы КЦ каждые сутки экономится ТГ в размере 19 тыс. м3.

Вывод - данный режим и техническое состояние ГПА удовлетворительные и соответствуют нормативным требованиям по расходу топливного газа.

Таблица Д.1

Исходные данные

Наименование параметра

Обозначение

Единица измерения

По агрегатам

ГПА-Ц-18

ГПА-Ц-18

ГПА-Ц-16

ГПА-Ц-18

1 Тип ЦБН

-

-

НЦ-16-76-1,44/5300

2 Номинальная мощность ГПА

кВт

18000

18000

16000

18000

3 Количество установленных ГПА

nуст

ед.

5

4 Количество работающих ГПА

nр

ед.

4

5 Агрегаты, эксплуатирующиеся с котлами-утилизаторами

ny

ед.

1

1

-

1

6 Газовая постоянная

R

кДж/(кг ×К)

0,5089

7 Относительная плотность газа по воздуху

D в

0,5089

8 Массовая теплотворная способность газа

Qн

кДж/кг

49137

9 Объемная теплотворная способность газа

(Т = 293,15 К)

кДж/м3

33459

10 Плотность газа

(при 20 °С и 0,1013 МПа)

r0

кг/м3

0,6809

11 Барометрическое давление

В

МПа

0,099

Таблица Д.2

Измеренные параметры

Наименование параметра

Обозначение

Единица измерения

По агрегатам

ГПА-Ц-18

ГПА-Ц-18

ГПА-Ц-16

ГПА-Ц-18

1 Давление газа на входе в нагнетатель

кг/см2

54,20

54,45

54,60

54,20

Р

МПа

5,414

5,437

5,452

5,415

2 Давление газа на выходе из нагнетателя

кг/см2

72,00

72,30

72,40

71,90

Р

МПа

7,158

7,187

7,197

7,146

3 Температура газа на входе в нагнетатель

t

°С

18,9

19,0

18,8

18,9

Т

К

292,0

292,1

291,9

292,0

4 Температура газа на выходе из нагнетателя

t

°С

43,8

44,0

43,5

43,6

Т

К

316,9

317,1

316,6

316,7

5 Температура газа на входе в компрессор

t3

°С

8,4

6,8

8,5

8,0

6 Перепад давлений на конфузоре нагнетателя

к

кг/м2

2795

2735

2785

2868

7 Давление топливного газа

Ртг

кг/см2

23,17

23,22

23,25

23,19

МПа

2,371

2,376

2,379

2,373

8 Температура топливного газа

tтг

°С

20,95

20,92

20,67

20,50

Ттг

К

294,05

294,02

293,77

293,60

9 Перепад на диафрагме топливного газа

тг

кг/м2

4594

4556

4729

5006

10 Коэффициент сжимаемости на входе в нагнетатель

z

-

0,8984

0,8982

0,8976

0,8984

11 Плотность газа на входе в нагнетатель

r

кг/м3

40,57

40,74

40,90

40,57

12 Массовый расход газа через нагнетатель

G

кг/с

246,6

244,5

247,2

249,9

13 Коэффициент сжимаемости на входе диафрагмы ТГ

zтг

-

0,9553

0,9552

0,9550

0,9550

14 Плотность ТГ

rтг

кг/м3

16,59

16,63

16,67

16,64

15 Расход ТГ

Gтг

кг/с

0,965

0,962

0,981

1,008

16 Коммерческая производительность ГПА

qн

млн м3/сут

31,36

31,09

31,44

31,78

Таблица Д.3

Расчет показателей энергоэффективности КЦ

Показатель

Обозначение

Единица измерения

Источник информации, формула

Значение

1 Объем газа, транспортируемый за расчетный период времени (сутки)

Qкц

млн м3/сут

125,67

2 Давление на входе в КЦ

Р1кц

МПа

5,430

3 Давление на выходе из КЦ

Р2кц

МПа

7,172

4 Температура на входе в КЦ

Т1кц

К

292,0

5 Температура на выходе из КЦ

Т2кц

К

316,9

6 Индивидуальная норма расхода ТГ

м3/кВт ×ч

0,531

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

тыс. м3

496,8

8 Коэффициент влияния температуры воздуха на входе компрессора

Kа

-

1,02 + 0,0025( t3 + 5)

1,040

9 Коэффициент влияния котлов-утилизаторов

Kу

-

1 + 0,025

1,020

10 Норма расхода топливного газа КЦ

м3/кВт ×ч

KaKy

0,563

11 Коэффициент сжимаемости газа

z1кц

-

0,898

12 Степень сжатия газового потока КЦ

eкц

-

Формула (64)

1,32

13 Политропная работа сжатия КЦ

Lкц

кВт ×ч

Формула (63)

916604,4

14 Фактический удельный расход ТГ

м3/кВт ×ч

Формула (62)

0,542

15 Отклонение фактического удельного расхода ТГ КЦ от нормы

%

-3,7

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

тыс. м3

Lкц

516,0

17 Отклонение фактического расхода ТГ КЦ от нормативного

тыс. м3

-19,0

Примечание - Знак "-" означает экономию ТГ.

Д.2 Пример расчета показателей энергоэффективности компрессорного цеха на основе данных документального обследования

Оценка эффективности показателей энергоэффективности КЦ произведена посредством проведения анализа данных, полученных на этапе документального обследования.

Исходные данные для расчета показателей энергоэффективности получены путем осреднения параметров за месяц и представлены в строках 1, 2, 3 таблицы Д.4.

Расчет оценки показателей энергоэффективности КЦ представлен в строках 4-8 таблицы Д.4. Расчетный период - квартал, год.

Нормы расхода газа рассчитаны в соответствии с Методикой [ 4] и представлены в строках 9, 10, 11.

Анализ показал, что:

- в КЦ допущен перерасход ТГ во II и IV кварталах, который равен соответственно 11,4 и 3,1 млн м3;

- удельные расходы газа на ПТН меньше нормы;

- удельные технологические потери газа составили 0,032 м3/кВт × ч и превышают норму, равную 0,0035 м3/кВт × ч.

Вывод:

- необходимо более детальное инструментальное обследование ГПА для выявления причин перерасхода ТЦ

- необходимо инструментальное обследование оборудования КЦ по выявлению причин повышенных технологических потерь газа.

Таблица Д.4

Расчет показателей энергоэффективности КЦ с газотурбинными ГПА (ГТК-10, 8 ГПА)

Показатели

I кв.

II кв.

III кв.

IV кв.

За год

1 Расход газа на СТН, млн м3, в том числе:

49,678

46,646

43,286

53,3481

192,959

- топливный газ, млн м3

48,502

44,886

42,136

52,145

187,668

- на прочие технологические нужды, млн м3

0,353

0,528

0,345

0,361

1,587

- ТП, млн м3

0,824

1,232

0,806

0,842

3,703

2 Расход электроэнергии на СТН, тыс. кВт × ч, в том числе:

2519,806

2542,436

2441,154

2576,311

10079,707

- на компримирование, тыс. кВт × ч

0

0

0

0

0

- на прочие технологические нужды, тыс. кВт × ч

2519,806

2542,436

2441,154

2576,311

10079,707

3 Политропная работа сжатия КЦ, млн кВт × ч

80,668

52,401

66,255

82,017

281,340

4 Удельный расход ТГ, кг у.т./ кВт × ч

0,685

0,975

0,724

0,724

0,777

5 Удельный расход газа на ПТН КЦ, м3/кВт × ч

0,012

0,018

0,012

0,012

0,014

6 Удельные ТП газа КЦ, м3/кВт × ч

0,028

0,042

0,028

0,029

0,032

7 Удельный расход электроэнергии на СТН КЦ, кВт × ч/кВт × ч

0,031

0,049

0,037

0,031

0,036

8 Удельный расход ТЭР на СТН КЦ, кг у.т./кВт × ч

0,711

1,029

0,756

0,751

0,793

9 Норма расхода ТГ, кг у т/кВт × ч

0,685

0,727

0,727

0,681

0,705

10 Норма ТП газа КЦ, м3/кВт × ч

0,0020

0,0020

0,0020

0,0020

0,0020

11 Норма расхода газа на технологические потери КЦ, м3/кВт × ч

0,0035

0,0035

0,0035

0,0035

0,0035

12 Отклонение фактического расхода ТГ КЦ от нормативного, млн м3

0

11,4

-0,174

3,094

14,318

Примечание - Отрицательное значение означает экономию ТГ, положительное - перерасход. Объемная низшая теплота сгорания топливного газа  = 7970 ккал/м3.

Приложение Е
(рекомендуемое)

Технико-экономическая оценка энергосберегающих мероприятий

Таблица Е.1

Форма представления мероприятий по энергосбережению ООО "..." в 200... г.

Виды затрат ТЭР

Энергосберегающие мероприятия

Объект внедрения

Объем внедрения

Необходимые затраты, тыс. руб.

Энергосберегающий эффект, тыс. м3

Срок окупаемости, лет

1. Природный газ

Технологические нужды основного производства

Технологические нужды вспомогательного производства

Технологические потери

ИТОГО

2. Электроэнергия

Технологические нужды основного производства

Технологические нужды вспомогательного производства

Технологические потери

ИТОГО

3. Тепловая энергия

Технологические нужды основного производства

Технологические нужды вспомогательного производства

Технологические потери

ИТОГО

Всего по программе

Таблица Е.2

Наиболее эффективные мероприятия по экономии природного газа

Мероприятия

Факторы эффекта энергосбережения

Мероприятия по системной оптимизации режимов работы ГТС

1 Оптимизация распределения потоков в ГТС

Оптимальное использование существующих мощностей КС, в результате чего появляется  возможность вывода из работы в резерв ГПА

2 Оптимальное распределение нагрузки между КЦ многоцеховых КС

Оптимизация режимов работы ГПА по критерию минимума суммарных энергозатрат на многоцеховой КС

3 Реконструкция (капитальный ремонт) линейных участков магистрального газопровода с пониженным разрешенным давлением

Повышение энергоэффективности участка ГТС за счет ликвидации "энергетически узких мест"

4 Оптимизация распределения потоков газа по ГТС за счет монтажа межсистемных перемычек

Распределение газа из менее энергоэффективных участков газопровода в более энергоэффективные

Мероприятия по локальной оптимизации режимов работы компрессорных цехов и станций

1 Оптимизация количества состава работающих ГПА

Включение в работу минимально необходимого количества наиболее эффективных ГПА на основе контроля их располагаемой мощности и КПД

2 Оптимизация распределения нагрузки между ГПА в КЦ

Оптимизация режимов работы ГПА по критерию минимума суммарных энергозатрат в КЦ (обеспечение работы ГПА в оптимальной зоне характеристик)

Мероприятия по ремонту и техническому обслуживанию оборудования компрессорного цеха

Поддержание технического состояния элементов ГПА на нормативном уровне

Повышение КПД ГТУ, ЦБН. Уменьшение расхода ТГ

Мероприятия по совершенствованию технологических операций

1 Сокращение количества вынужденных остановок ГПА

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

2 Перевод ГПА на электрический пуск

Экономия пускового газа

3 Внедрение экономических схем продувки пылеуловителей

Исключение сброса газа в атмосферу

4 Внедрение теплоутилизационных установок

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

5 Использование эжекторных систем для откачки газа при ремонте газопроводов

Уменьшение потерь газа при ремонте газопроводов

6 Применение ремонтных конструкций, обеспечивающих ремонт газопровода без стравливания газа

Уменьшение потерь газа при ремонте газопроводов

7 Применение передвижных компрессорных установок для опорожнения трубопровода от газа и его утилизации при проведении капитальных ремонтов

Уменьшение потерь газа при ремонте газопроводов

Мероприятия по повышению технического уровня оборудования

1 Применение СПЧ ЦБН

Согласование характеристик ГПА, ЛЧ. Уменьшение расхода ТГ

2 Внедрение эффективных ВОУ для очистки циклового воздуха

Повышение КПД ГТУ. Уменьшение расхода ТГ

3 Замена регенераторов ГПА на более эффективные

Уменьшение расхода ТГ

4 Мероприятия по снижению гидравлического сопротивления выхлопного тракта ГТУ

Уменьшение расхода ТГ

5 Выявление протечек на шаровых кранах, установленных на рециркуляционных контурах

Устранение протечек газа через неплотную запорную арматуру. Повышение КПД КЦ. Уменьшение расхода ТГ и электроэнергии для компримирования

6 Замена морально и физически изношенных котлов

Повышение КПД котлов. Уменьшение расхода газа на нужды вспомогательного оборудования

Таблица Е.3

Наиболее эффективные мероприятия по экономии электроэнергии

Мероприятия

Факторы эффекта энергосбережения

1 Оптимизация режимов работы газопровода путем изменения загрузок электроприводных ГПА

Оптимальное использование существующих мощностей компрессорных станций, в результате чего появляется возможность вывода из работы в резерв ЭГПА

2 Промывка (пропарка) секций АВО газа

Повышение уровня теплообмена. Снижение расхода электроэнергии на АВО

3 Оптимизация работы вентиляторов АВО газа

Уменьшение количества работающих двигателей АВО газа. Снижение расхода электроэнергии на АВО

4 Применение устройств "мягкого" пуска для электродвигателей АВО газа

Уменьшение потерь электроэнергии при пусковых режимах

5 Замена электродвигателей на более экономичные

Уменьшение потребления электроэнергии

6 Внедрение частотно-регулируемого электропривода на сетевых насосах холодного и горячего водоснабжения и теплоснабжения

Оптимизация расхода электроэнергии и тепла

7 Внедрение системы АСКУЭ

Сокращение непроизводительных затрат электроэнергии (возможность контроля за процессом электропотребления)

8 Строительство и реконструкция электростанции для собственных нужд

Уменьшение потребления покупной электроэнергии

9 Внедрение электронных счетчиков высокого класса точности приборов

Повышение точности учета потребляемой электрической энергии по сравнению с ранее установленными, индуктивными счетчиками

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

Снижение расхода электроэнергии на СКЗ

11 Внедрение анодных заземлителей с повышенным сроком службы и уменьшением сроков замены

Снижение расхода электроэнергии на СКЗ

Таблица Е.4

Наиболее эффективные мероприятия по экономии тепловой энергии

Мероприятия

Факторы эффекта энергосбережения

1 Очистка (промывка) сетей теплоснабжения. Наладка сетей

Повышение технического состояния сетей. Оптимизация расхода тепла

2 Очистка (промывка) котлов-утилизаторов

Повышение технического состояния котлов

3 Режимная наладка котельных. Наладка котлов с выдачей режимных карт

Оптимизация расхода тепла

4 Дооснащение котельных КИП

Повышение возможности контроля за процессом потребления сжигаемого газа

5 Замена горелок на автоматические

Оптимизация расхода тепла и сжигаемого газа

6 Ремонт тепловой изоляции теплотрасс

Уменьшение потерь тепла

Е.1 Пример расчета показателен экономической эффективности

В качестве показателей экономической эффективности предлагаемых энергосберегающих мероприятий следует использовать согласно Временным методическим указаниям [ 15]:

- накопленный чистый дисконтированный доход;

- внутреннюю норму доходности;

- срок окупаемости (с учетом дисконтирования). Исходные данные для расчета представлены в таблице Е.5.

Таблица Е.5

Исходные данные для расчета

Наименование показателя

Единица измерения

Период (годы)

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Жизненный цикл

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1 Экономия природного газа

млн м3

180,0

190,0

247,0

74,1

74,1

74,1

74,1

74,1

74,1

2 Экономия электроэнергии

млн кВт ×ч

15,0

18,5

20,55

6,2

6,2

6,2

6,2

6,2

6,2

3 Экономия тепловой энергии

тыс. Гкал

4,0

5,5

6,1

2,4

2,4

2,4

2,4

2,4

2,4

4 Цена на газ (на СТН)

руб./1000 м3

612,0

624,2

636,7

649,5

662,4

675,7

689,2

703,0

717,1

5 Цена на электроэнергию

руб./кВт ×ч

1,00

1,05

1,10

1,16

1,22

1,28

1,34

1,41

1,48

6 Цена тепловой энергии

руб./Гкал

300

321

337

354

372

390

410

430

452

7 Ставка налога на имущество

%

2

2

2

2

2

2

2

2

2

8 Ставка налога на прибыль

%

24

24

24

24

24

24

24

24

24

9 Норма дисконта

%

12

12

12

12

12

12

12

12

12

Исходные параметры для расчета:

Жизненный цикл проекта: базовый (нулевой) год - 2005 г.; шаг расчета - 1 год; расчетный период проекта - 10 лет с начала проекта.

Норма дисконтирование - 12%.

Капитальные затраты на внедрение энергосберегающих мероприятий в 2006, 2007, 2008 гг. определены на основе оценок, полученных по результатам проведения энергоаудита ГТС (приведен условный пример).

Размер годовых амортизационных отчислений по этой группе капитальных затрат принят равным 14,3% .

Налоги на имущество и на прибыль приняты в размере 2% и 24%.

Ожидаемый годовой эффект экономии природного газа, электроэнергии и тепловой энергии в 2006-2008 гг. принят на основе оценок, полученных по результатам проведения энергоаудита ГТС (приведен условный пример).

Ожидаемый годовой эффект экономии ТЭР в 2009-2014 гг. получен как переходящий эффект от экономии ТЭР в конце 2008 г. с учетом того, что только 30% внедряемых энергосберегающих мероприятий имеет долговременный характер.

Доход от экономии энергоресурсов определен как сумма произведений объемов сэкономленного газа, электроэнергии и тепла на их цену. Он состоит:

- из снижения эксплуатационных расходов за счет экономии газа по цене на СТН;

- снижения эксплуатационных расходов за счет экономии покупной электроэнергии по цене рынка розничных продаж электроэнергии;

- снижения эксплуатационных расходов за счет экономии тепловой энергии по цене себестоимости на выработку 1 Гкал тепла.

Цены на газ, электроэнергию и тепловую энергию на 2006-2014 гг. приняты с учетом прогноза. Норма дисконта принята в размере 12%.

Результаты расчета показывают, что рассматриваемый проект является экономически эффективным, т.к. накопленный чистый дисконтированный доход положителен; внутренняя норма доходности больше нормы дисконта, равного 12%; срок окупаемости не превышает 4 лет. Пример расчета экономической эффективности предлагаемых энергосберегающих мероприятий приведен в таблице Е.6.

Таблица Е.6

Пример расчета экономической эффективности предлагаемых энергосберегающих мероприятий

Наименование показателя

Единица измерения

Период (годы)

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

1 Жизненный цикл

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2 Затраты на энергоаудит

млн руб.

4,0

-

-

-

-

-

-

-

-

-

3 Капитальные затраты

млн руб.

-

125,0

145,0

153,0

-

-

-

-

-

-

4 Основные фонды

млн руб.

-

0,0

261,9

289,1

248,6

213,8

183,9

158,1

136,0

116,9

5 Амортизационные отчисления

млн руб.

-

-

17,9

37,5

41,3

35,5

30,6

26,3

22,6

19,4

7 Доход от экономии энергоресурсов, в т.ч.

млн руб.

-

126,4

139,8

182,0

56,1

57,5

58,9

60,3

61,8

63,3

- от экономии газа на СТН

млн руб.

-

110,2

118,6

157,3

48,1

49,1

50,1

51,1

52,1

53,1

- от экономии электроэнергии

млн руб.

-

15,0

19,4

22,7

7,1

7,5

7,9

8,3

8,7

9,1

- от экономии тепловой энергии

млн руб.

-

1,2

1,8

2,1

0,9

0,9

1,0

1,0

1,0

1,1

8 Налог на имущество

млн руб.

-

0,0

5,2

5,8

5,0

4,3

3,7

3,2

2,7

2,3

9 Прибыль к налогообложению

млн руб.

-

126,4

134,6

176,2

51,2

53,2

55,2

57,2

59,1

61,0

10 Налог на прибыль

млн руб.

-

30,3

32,3

42,3

12,3

12,8

13,3

13,7

14,2

14,6

11 Чистая прибыль

млн руб.

-

96,1

102,3

133,9

38,9

40,4

42,0

43,4

44,9

46,4

12 Чистый поток денежных средств

млн руб.

-4,0

-28,9

-24,9

18,4

80,2

76,0

72,5

69,7

67,5

65,8

13 Коэффициент дисконтирования

-

1,000

0,893

0,797

0,712

0,636

0,567

0,507

0,452

0,404

0,361

14 Дисконтированный чистый поток денежных средств

млн руб.

-4,0

-25,9

-19,8

13,1

51,0

43,1

36,7

31,5

27,3

23,7

15 Накопленный дисконтированный поток денежных средств

млн руб.

-4,0

-29,9

-49,7

-36,6

14,4

57,5

94,2

125,8

153,1

176,8

Накопленный чистый дисконтированный доход

млн руб.

176,8

Внутренняя норма доходности

%

63

Дисконтируемый срок окупаемости

лет

3 года 9 месяцев

Приложение Ж
(обязательное)

Форма X энергетического паспорта газотранспортной системы

Таблица Ж.1

Показатели энергоэффективности ГТС (Форма X )

Наименование показателя

Единицу измерения

Обозначение

Значение показателя

Базовый   200... г.

Текущий год срока действия паспорта

1

2

3

4

5

1 Показатели энергоэффективности ГТС

1 Норма расхода газа на СТН

м3/(млн м3 × км)

+

2 Удельный расход газа на СТН

м3/(млн м3 × км)

+

Таблица Ж.2

Показатели энергоэффективности КС (Форма X )

Наименование показателя

Единица измерения

КЦ-1

КЦ-2

...

КС-1

КЦ-1

КЦ-2

...

KC -...

1 Показатели системной энергоэффективности КС

1 Удельный показатель эффективности использования ТЭР на СТН КС

кг у.т./

(млн м3 × км)

-

-

-

+

-

-

-

+

1.1 Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН КЦ

м3/(млн м3 × км)

 +

+

+

-

+

+

+

-

1.2 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН КЦ

кВт × ч/(млн м3 × км)

+

+

+

-

+

+

+

-

1.3 Удельный показатель эффективности использования ТЭР на СТН КЦ

кг у.т./

(млн м3 × км)

+

+

+

-

+

+

+

-

2 Показатели локальной энергоэффективности КС

2 Удельный расход ТЭР на СТН КС

кг у.т./кВт × ч

-

-

-

+

-

-

-

+

2. 1 Норма расхода ТГ КЦ

кг у.т./кВт × ч

+

+

+

-

-

-

-

-

2.2 Удельный расход ТГ КЦ

кг у.т./кВт × ч

+

+

-

+

+

+

-

2.3 Норма расхода газа на ПТН КЦ

м3/кВт × ч

+

+

+

-

+

+

+

-

2.4 Удельный расход газа на ПТН КЦ

м3/кВт × ч

+

+

+

-

+

+

+

-

2.5 Норма ТП газа в КЦ

м3/кВт × ч

+

+

+

-

+

+

+

-

2.6 Удельные ТП газа КЦ

м3/кВт × ч

+

+

+

-

+

+

+

-

2.7 Норма расхода электроэнергии на компримирование газа КЦ

кВт × ч/кВт × ч

+

+

+

-

+

+

+

-

2.8 Удельный расход электроэнергии на компримирование газа КЦ

кВт × ч/кВт × ч

+

+

+

-

+

+

+

-

Библиография

[1]

Положение о порядке организации и проведения энергетических обследований и энергетических аудитов предприятий и объектов ОАО "Газпром" (утверждено заместителем Председателя Правления ОАО "Газпром" А.Г. Ананенковым 27.10.2005).

[2]

Приказ ОАО "Газпром" № 103 от 18.05.2006 "О формах корпоративной периодической и годовой статистической отчетности".

[3]

Перечень форм корпоративной периодической статистической отчетности, применяемых с 1 января 2006 года (приложение № 1 к приказу ОАО "Газпром" № 103 от 18.05.2006).

[4]

Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.13-040-2001

Методика по проведению замеров объемов утечек метана на предприятиях ОАО "Газпром".

[5]

Методика расчета нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде (приложение № 1 к приказу Минпромэнерго России № 267 от 4.10.2005 "Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передачи по электрическим сетям").

[6]

Инструкция о порядке составления отчета о поставке продукции по форме № 1-пс (газ) (утверждена ЦСУ СССР 12.06.86 № 924/10).

[7]

Методика определения расхода природного газа на собственные технологические нужды линейной части магистрального газопровода, газораспределительных и газоизмерительных станций, ООО "ВНИИГАЗ" (утверждена членом Правления ОАО "Газпром" Б.В. Будзуляком 26.12.2003).

[8]

Руководящий документ ОАО "Газпром" РД 153-39.0-112-2001

Методика определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа.

[9]

Руководящий документ РАО "ЕЭС России" РД 34.09.101-94

Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении.

[ 10]

Методика расчета удельных норм расхода газа на выработку тепловой энергии и расчета потерь в системах теплоснабжения (котельные и тепловые сети) (утверждена членом Правления ОАО "Газпром" Б.В. Будзуляком 21.01.2002).

[11]

Рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 43-2001

Государственная система обеспечения единства измерений. Применение "Руководства по выражению неопределенности измерений".

[12]

Инструкция по определению производительности центробежных нагнетателей, компрессорных цехов и станций (утверждена начальником Управления по транспортировке и поставкам газа В.М. Курченковым 18.07.1985).

[13]

Каталог газодинамических характеристик ЦБК природного газа (утвержден генеральным директором ООО "ВНИИГАЗ", 2005).

[14]

Инструктивные материалы. Экономия природного газа и электроэнергии в транспорте газа (утверждены заместителем министра газовой промышленности С.С. Кашировым 13.06.1988).

[15]

Временные методические указания по определению коммерческой эффективности новой техники в ОАО "Газпром" (утверждены заместителем Председателя Правления ОАО "Газпром" П.И. Родионовым, 2001).

[16]

Энергетический паспорт промышленного потребителя топливно-энергетических ресурсов дочерних обществ ОАО "Газпром". Основные положения. Типовые формы (утверждены руководителем Департамента Госэнергонадзора и энергосбережения Минэнерго России и членом Правления ОАО "Газпром" Б.В. Будзуляком 28.09.2001).

Ключевые слова : транспорт газа, энергоресурсы, расход газа (электроэнергии) на собственные технологические нужды, удельный расход топливного газа, показатели энергоэффективности, коэффициент полезного действия, нормативный расход энергоресурсов, линейная часть магистрального газопровода

Еще документы скачать бесплатно

Интересное

Автобусные Остановки Гост 17199 88 Гост 27902 88 Единицы физических величин Железобетонные водоотбойные плиты Маршрутная карта Накладные расходы Обозначение насоса на схеме Общий журнал работ пример заполнения Плотность газа Расстояние между пешеходными переходами гост Рельс р50 СП 52 101 2003 Санпин столовая Технологическая карта