Полное меню
Таблица А.2 Номинальные параметры газотурбинных ГПА
Приложение
Б
|
Наименование параметра |
Обозначение |
Ед. изм. |
По агрегатам (станционный номер/тип привода) |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
|||
ГПА-Ц-18 |
ГПА-Ц-18 |
ГПА-Ц-16 |
ГПА-Ц-18 |
|||
1 Барометрическое давление |
В |
МПа |
0,099 |
|||
2 Температура на входе в ОК |
t3 |
°С |
8,4 |
6,8 |
8,5 |
8,0 |
3 Давление газа на входе в нагнетатель |
Р1н |
кг/см2 |
54,20 |
54,45 |
54,60 |
54,20 |
4 Давление газа на выходе из нагнетателя |
Р2н |
кг/см2 |
72,00 |
72,30 |
72,40 |
71,90 |
5 Температура газа на входе в нагнетатель |
t1н |
°С |
18,9 |
19,0 |
18,8 |
18,9 |
6 Температура газа на выходе из нагнетателя |
t2н |
°С |
43,8 |
44,0 |
43,5 |
43,6 |
7 Перепад давлений на конфузоре нагнетателя |
DРк |
кг/м2 |
2795 |
2735 |
2785 |
2868 |
8 Частота вращения ротора КНД |
nкнд |
1/мин |
5150 |
5210 |
5150 |
5200 |
ротора КВД |
nквд |
1/мин |
6583 |
6620 |
6545 |
6640 |
ротора СТ |
nст |
1/мин |
4505 |
4510 |
4495 |
4500 |
9 Давление топливного газа |
Ртг |
кг/см2 |
23,17 |
23,22 |
23,25 |
23,19 |
10 Температура топливного газа |
tтг |
°С |
20,95 |
20,92 |
20,67 |
20,50 |
11 Перепад на диафрагме топливного газа |
DРтг |
кг/м2 |
4594 |
4556 |
4729 |
5006 |
12 Температура газа перед силовой турбиной |
tст |
°С |
524 |
519 |
541 |
532 |
13 Газовая постоянная |
R |
кДж/кг×К |
0,5089 |
0,5089 |
0,5089 |
0,5089 |
14 Относительная плотность газа по воздуху |
Dв |
- |
0,5654 |
0,5654 |
0,5654 |
0,5654 |
15 Объемная теплотворная способность (Т = 293,15 К) |
|
кДж/м3 |
33459 |
33459 |
33459 |
33459 |
16 Массовая теплотворная способность |
|
кДж/кг |
49137 |
49137 |
49137 |
49137 |
17 Плотность газа (при 20 °С и 0,1013 МПа) |
r0 |
кг/м2 |
0,6809 |
0,6809 |
0,6809 |
0,6809 |
Примечание - КНД - компрессор низкого давления; КВД - компрессор высокого давления; СТ - силовая турбина; ОК - осевой компрессор. |
Таблица Б.2
Результаты расчета показателей энергоэффективности ГПА
Наименование параметра |
Обозначение |
Ед. изм. |
Формула, источник |
Станционный номер агрегата |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
||||
1 Температура воздуха на входе в ОК |
Т3 |
К |
t3 + 273,1 |
281,5 |
279,9 |
281,6 |
281,1 |
2 Давление газа на входе в нагнетатель |
Р1н |
МПа |
×0,09806 + B×10-3 |
5,414 |
5,437 |
5,452 |
5,415 |
3 Давление газа на выходе из нагнетателя |
Р2н |
МПа |
×0,09806 + B×10-3 |
7,158 |
7,187 |
7,197 |
7,146 |
4 Температура газа на входе в нагнетатель |
Т1н |
К |
t1н + 273,1 |
292,0 |
292,1 |
291,9 |
292,0 |
5 Температура газа на выходе из нагнетателя |
Т2н |
К |
t2н + 273,1 |
316,9 |
317,1 |
316,6 |
316,7 |
6 Коэффициент сжимаемости на входе в нагнетатель |
z1н |
- |
0,8984 |
0,8982 |
0,8976 |
0,8984 |
|
7 Коэффициент сжимаемости на выходе из нагнетателя |
z2н |
- |
0,9056 |
0,9056 |
0,9046 |
0,9054 |
|
8 Коэффициент псевдоизоэнтропы |
|
- |
0,2339 |
0,2337 |
0,2346 |
0,2342 |
|
9 Степень повышения давления в нагнетателе |
eн |
- |
Р2н/Р1н |
1,322 |
1,322 |
1,320 |
1,320 |
10 Политропный КПД нагнетателя |
hпол |
- |
0,798 |
0,794 |
0,806 |
0,800 |
|
11 Плотность газа на входе в нагнетатель |
r1н |
кг/м3 |
Р1н×103/z1н×R×T1н |
40,57 |
40,74 |
40,90 |
40,57 |
12 Массовый расход газа через нагнетатель |
G1н |
кг/с |
0,7325 |
246,6 |
244,5 |
247,2 |
249,9 |
13 Внутренняя мощность нагнетателя |
Ni |
кВт |
12060 |
12016 |
11970 |
12110 |
|
14 Эффективная мощность ГТУ |
Ne |
кВт |
1,01×Ni |
12177 |
12140 |
12090 |
12230 |
15 Температура топливного газа |
Ттг |
К |
tтг + 273,1 |
294,05 |
294,02 |
293,77 |
293,60 |
16 Давление топливного газа |
Ртг |
МПа |
0,09806×Ртг + В×10-3 |
2,371 |
2,376 |
2,379 |
2,373 |
17 Коэффициент сжимаемости на входе диафрагмы топливного газа |
zтг |
- |
0,9553 |
0,9552 |
0,9550 |
0,9550 |
|
18 Плотность топливного газа |
rтг |
кг/м3 |
Ртг×103/zтг×R×Tтг |
16,59 |
16,63 |
16,67 |
16,64 |
19 Расход топливного газа |
Gтг |
кг/с |
3,5×10-3´ ´(1 - 0,376×DРтг/Ртг)´ ´ |
0,965 |
0,962 |
0,981 |
1,008 |
20 Эффективный КПД ГТУ |
he |
- |
|
0,2568 |
0,2572 |
0,2511 |
0,2472 |
21 Приведенная эффективная мощность ГТУ |
|
кВт |
|
12846 |
12804 |
12750 |
12903 |
22 Коммерческая производительность ГПА |
qн |
млн м3/сут |
|
31,36 |
31,09 |
31,44 |
31,78 |
23 Приведенный объем расхода газа ' |
|
м3/мин |
|
429 |
423 |
427 |
435 |
24 Номинальный КПД ГТУ на режиме испытаний |
|
- |
Дроссельные характеристики изготовителя |
0,272 |
0,271 |
0,266 |
0,274 |
25 Номинальный КПД нагнетателя |
|
- |
Приведенные характеристики |
0,840 |
0,840 |
0,840 |
0,840 |
_____________
zтг - вычисляют по формуле (11) для исходных данных.
Таблица Б.3
Результаты расчета показателей энергоэффективности и технического состояния ГПА
Показатель |
Размерность |
ГПА-Ц-18 |
ГПА-Ц-18 |
ГПА-Ц-16 |
ГПА-Ц-18 |
1 Эффективный КПД ГТУ, hе |
- |
0,257 |
0,257 |
0,251 |
0,247 |
2 Политропный КПД нагнетателя, hпол |
- |
0,795 |
0,786 |
0,798 |
0,798 |
3 КПД ГПА, Т1ГГПА |
- |
0,205 |
0,204 |
0,202 |
0,198 |
4 Коэффициент технического состояния ГТУ по мощности kNe |
- |
0,714 |
0,711 |
0,797 |
0,717 |
5 Коэффициент технического состояния ГТУ по топливному газу, kтг |
|
0,944 |
0,949 |
0,944 |
0,902 |
6 Коэффициент технического состояния ЦБН, kн |
- |
0,950 |
0,945 |
0,960 |
0,952 |
Эффективный КПД ГТУ агрегатов типа ГПА-Ц-18 находится в пределах 0,247¸0,257. Коэффициенты технического состояния ГТУ по топливному газу находится в пределах 0,902¸0,949.
Для агрегата типа ГПА-Ц-16 эффективный КПД равен 0,251 при kтг = 0,944. Одной из возможных причин снижения показателей ГТУ является загрязнение его проточной части.
Газодинамические показатели ЦБН - удовлетворительны. Режим работы нагнетателей - оптимальный (режимные коэффициенты равны 1,0). Коэффициенты технического состояния ЦБН (kн = 0,95¸0,96) близки к номинальному значению.
В.1 Пример расчета удельного расхода топливного газа КЦ
Пример расчета удельного расхода топливного газа КЦ представлен в таблицах В.1, В.2. В таблице В.1 приведены основные измеренные параметры, необходимые для определения показателей энергоэффективности КЦ. Расчетные формулы и результаты расчета показателей энергоэффективности КЦ представлены в таблице В.2.
Оценка эффективности использования топливного газа была проведена посредством измерений параметров работы ГПА на контрольном режиме с последующим сравнением фактического расхода топливного газа с нормативной величиной.
В качестве контрольного был проведен установившийся и стабильный во времени режим работы цеха по параметрам как ГПА, так и технологического газа.
По данным замеров на контрольном режиме произведен расчет нормативного расхода топливного газа КЦ. Последовательность и пример расчета нормативного расхода топливного газа представлены в таблице В.2. Расчет нормативного расхода топливного газа КЦ выполнен в соответствии с РД 153-39.0-112-2001 [11].
Расход газа, перекачиваемого КЦ, вычислялся по результатам измерений перепада давления на входных устройствах нагнетателей (нестандартных сужающих устройствах - конфузорах), порядок измерений представлен в приложении Б, таблица Б.1.
В.2 Анализ эффективности расхода ТЭР КЦ
Анализ энергоэффективности оборудования КЦ включает:
- анализ влияния технического состояния привода, центробежных нагнетателей и ГПА в целом с оценкой их показателей энергоэффективности и коэффициентов технического состояния по КПД и мощности;
- оценку эффективности режимов компримирования (выбор состава работающих в КЦ ГПА, схемы их включения, распределения нагрузки между ГПА, соответствие СПЧ нагнетателей режимам компримирования, оптимальность режимов байпасирования газа);
- расчет расхода электроэнергии на электропривод ГПА с оценкой соответствия расчетно-нормативным значениям;
- оценку увеличения расхода ТЭР на компримирование при наличии рециркуляции через неплотную запорную арматуру на рециркуляционных контурах;
- расчет расхода газа на прочие технологические нужды основного производства с оценкой соответствия фактических показателей расчетно-нормативным значениям этих показателей;
- оценку технологических потерь газа и электроэнергии с оценкой соответствия их расчетно-нормативным значениям.
Нормы расхода газа и электроэнергии по статьям затрат на СТН КЦ должны быть рассчитаны согласно РД 153-39.0-112-2001, [11], СТО Газпром 3.3-2-001.
Пример оценки энергоэффективности расходования топливного газа КЦ представлен в таблицах В.1, В.2. В результате расчетов, представленных в таблице В.2, получен фактический удельный расход топливного газа, равный 0,542 м3/кВт×ч. Норма расхода топливного газа КЦ равна 0,516 м3/кВт×ч. Отклонение фактического удельного расхода топливного газа КЦ от нормы составило 3,7%. Знак "-" означает экономию топливного газа, которая составила за сутки 19 тыс. м3.
В случае превышения фактического удельного расхода топливного газа над нормативным более чем на 5% необходимо производить дальнейшие испытания и анализ эффективности работы ГТУ и ЦБН.
Пример оценки показателей эффективности КЦ с газотурбинными ГПА представлен в таблицах В.3, В.4.
Проведенный анализ показал, что в КЦ-1 во II и в IVкварталах удельные показатели расхода ТГ превысили норму соответственно на 6,34 и 6,31%, что привело к годовому перерасходу топливного газа, который равен 3,05 и 3,53 млн м3 (таблица В.3). В КЦ-2 удельные показатели расхода ТГ не превысили своего нормативного значения. Удельные расходы газа на прочие технологические нужды в КЦ-1, КЦ-2 ниже нормы, определяемой согласно РД 153-39.0-112-2001 [11]. Удельный расход газа на технологические потери в КЦ-1 составил 0,032 м3/кВт×ч, в КЦ-2 - 0,029 м3/кВт×ч, что превышает значение нормы, равное 0,0035 м3/кВт×ч.
Удельный расход ТЭР в КЦ-2 равен 0,681 кг у.т./кВт×ч, что на 14% меньше по сравнению с КЦ-1, в котором аналогичный показатель равен 0,793 кг у.т./кВт×ч.
Таблица B.1
Исходные данные для расчета показателей энергоэффективности КЦ
Исходные данные |
Обозначение |
Размерность |
Источник информации |
Величина |
1 Тип нагнетателя |
- |
- |
НЦ-16-76-1,44/5300 |
- |
2 Тип агрегата |
- |
- |
ГПА-Ц-16, ГПА-Ц-18 |
- |
3 Количество установленных ГПА |
nуст |
ед. |
Диспетчерские данные |
5 |
4 Количество работающих ГПА |
nр |
ед. |
Диспетчерские данные |
4´1 |
5 Количество агрегатов, эксплуатирующихся с котлами-утилизаторами |
nу |
- |
Диспетчерские данные |
3 |
6 Номинальная мощность ГПА |
|
кВт |
Паспортные данные |
16000 (для ГПА-Ц-16) 18000 (для ГПА-Ц-18) |
7 Расход перекачиваемого газа КЦ |
qкц |
млн м3/сут |
(таблица Б.1)
|
125,67 |
8 Давление на входе в КЦ |
Р1ср |
МПа |
(таблица Б.1)
|
5,430 |
9 Давление на выходе из КЦ |
Р2ср |
МПа |
(таблица Б.1)
|
7,172 |
10 Температура на входе в КЦ |
Т1ср |
К |
(таблица Б.1)
|
292,0 |
11 Температура на выходе из КЦ |
Т2ср |
К |
(таблица Б.1)
|
316,9 |
12 Плотность природного газа при 20 °С и 0,1013 МПа |
r0 |
кг/м3 |
Диспетчерские данные |
0,6809 |
13 Низшая теплота сгорания топливного газа при 20 °С и 101,325 кПа |
|
ккал/м3 |
Диспетчерские данные |
7995 |
14 Относительная плотность газа по воздуху |
Dв |
- |
0,5654 |
|
15 Температура воздуха на входе в компрессор |
t3 |
°С |
(таблица Б.1) |
7,9 |
16 Индивидуальная норма расхода топливного газа |
|
м3/кВт×ч |
|
0,531 |
17 Фактический расход топливного газа КЦ |
|
млн м3/сут |
(таблица Б.1) |
0,497 |
Таблица В.2
Расчет показателей энергоэффективности КЦ
Показатель |
Обозначение |
Размерность |
Источник информации |
Величина |
1 Коэффициент влияния температуры воздуха на входе компрессора |
Ka |
- |
1,02 + 0,0025-(t3 + 5) |
1,040 |
2 Коэффициент влияния котлов-утилизаторов |
Ky |
- |
1 + 0,025 |
1,020 |
3 Норма расхода топливного газа КЦ |
|
м3/кВт×ч |
KaKy |
0,563 |
4 Коэффициент сжимаемости газа |
z1кц |
- |
|
0,898 |
5 Степень повышения давления газа в КЦ |
eкц |
- |
Р2ср/Р1ср |
1,320 |
6 Политропная работа сжатия КЦ |
Lкц |
млн кВт×ч |
320,25×z1×Т1ср´ ´(e0,3-1)qкц×10-6 |
0,9166 |
7 Фактический удельный расход ТГ |
|
м3/кВт×ч |
|
0,542 |
8 Отклонение фактического удельного расхода ТГКЦ от нормы |
D |
% |
|
-3,7 |
9 Нормативный расход ТГ |
|
млн м3 |
×Lкц |
0,516 |
10 Отклонение фактического расхода ТГ КЦ от нормативного |
|
млн м3 |
- |
-0,019 |
Примечание - Знак "-" означает экономию ТГ. |
Таблица В.3
Пример определения показателей энергоэффективности КЦ-1 с газотурбинными ГПА (ГТК-10, 8ГПА)
Показатель |
I кв. |
II кв. |
III кв. |
IV кв. |
За год |
1 Расход газа на СТН КЦ, млн м3 в т.ч.: |
49,678 |
46,646 |
43,286 |
53,348 |
192,959 |
- топливный газ, млн м3 |
48,502 |
44,886 |
42,136 |
52,145 |
187,668 |
- газ на прочие технологические нужды, млн м3 |
0,353 |
0,528 |
0,345 |
0,361 |
1,587 |
- технологические потери, млн м3 |
0,824 |
1,232 |
0,806 |
0,842 |
3,703 |
2 Расход электроэнергии на СТН КЦ, 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 |
66,115 |
66,255 |
82,017 |
281,340 |
4 Удельный расход топливного газа, кг у.т./кВт×ч |
0,685 |
0,773 |
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 Удельный расход газа на технологические потери 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 КЦ, кг у.т./ кВт×ч |
0,685 |
0,727 |
0,727 |
0,681 |
0,705 |
10 Норма расхода газа на ПТН КЦ, м3/кВт×ч |
0,002 |
0,002 |
0,002 |
0,002 |
0,002 |
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 |
3,05 |
-0,18 |
3,53 |
6,36 |
Примечание - Знак "-" означает экономию, "+" - перерасход. |
Таблица В.4
Пример определения показателей энергоэффективности КЦ-2 с газотурбинными ГПА (Коберра-182,7 ГПА)
Показатель |
I кв. |
II кв. |
III кв. |
IV кв. |
За год |
1 Расход газа на СТН КЦ, млн м3, в т.ч.: |
49,24 |
40,41 |
38,10 |
45,10 |
172,85 |
- топливный газ, млн м3 |
48,06 |
39,11 |
36,49 |
43,75 |
167,41 |
- газ на прочие технологические нужды, млн м3 |
0,35 |
0,39 |
0,48 |
0,41 |
1,63 |
- технологические потери, млн м3 |
0,82 |
0,92 |
1,13 |
0,95 |
3,81 |
2 Расход электроэнергии на СТН КЦ, тыс. кВт×ч, в т.ч.: |
3277,35 |
2926,46 |
3708,14 |
2005,47 |
11917,42 |
- на компримирование, тыс. кВт×ч. |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
- на прочие технологические нужды, тыс. кВт×ч |
3277,35 |
2926,46 |
3708,14 |
2005,47 |
11917,42 |
3 Политропная работа сжатия КЦ, млн кВт×ч |
88,521 |
65,593 |
60,695 |
80,724 |
295,533 |
4 Удельный расход топливного газа, кг у.т./кВт×ч |
0,619 |
0,679 |
0,689 |
0,621 |
0,647 |
5 Удельный расход газа на ПТН КЦ, м3/кВт×ч |
0,011 |
0,012 |
0,015 |
0,012 |
0,012 |
6 Удельный расход газа на технологические потери КЦ, м3/кВт×ч , |
0,025 |
0,028 |
0,034 |
0,029 |
0,029 |
7 Удельный расход электроэнергии на СТН КЦ, кВт×ч/кВт×ч |
0,0370 |
0,0446 |
0,0611 |
0,0248 |
0,0403 |
8 Удельный расход ТЭР на СТН КЦ, кг у.т./кВт×ч |
0,646 |
0,716 |
0,739 |
0,648 |
0,681 |
9 Норма расхода ТГ КЦ, кг у.т./ кВт×ч |
0,667 |
0,709 |
0,716 |
0,679 |
0,693 |
10 Норма расхода газа на ПТН КЦ, м3/кВт×ч |
0,002 |
0,002 |
0,002 |
0,002 |
0,002 |
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 |
-3,9 |
-1,6 |
-1,8 |
-4,8 |
-12,0 |
Примечание- Знак "-" означает экономию,"+" - перерасход. |
Анализ показателей системной энергоэффективности КС состоит в оценке возможности оптимизации распределения нагрузки (производительности) между КЦ на многоцеховых КС. Для этого по результатам расчета показателей энергоэффективности КЦ и коэффициентов техсостояния ГПА (по мощности и КПД) определяется возможность догрузки более экономичных цехов при соответствующей разгрузке менее экономичных.
В таблице Г.1 приведены основные измеренные параметры, необходимые для определения показателей системной энергоэффективности КС. Результаты расчета показателей энергоэффективности КС представлены в таблице Г.2.
Таблица Г.1
Исходные данные для расчета показателей энергоэффективности КС
Исходные данные |
Обозначение |
Размерность |
Величина |
|
КЦ № 1 |
КЦ № 2 |
|||
1 Тип агрегата |
|
|
Коберра-182 |
ГТК-10 |
2 Количество работающих ГПА |
np |
ед. |
7 |
8 |
3 Расход перекачиваемого газа КЦ |
qкц |
млн м3/сут |
35481,9 |
36943,5 |
4 Давление на входе в КЦ |
Р1кц |
ата |
53,80 |
53,70 |
5 Давление на выходе из КЦ |
Р2кц |
ата |
74,68 |
74,43 |
6 Температура на входе в КЦ |
Т1кц |
К |
283,20 |
283,25 |
7 Низшая теплота сгорания топливного газа при 20 °С и 101,325 кПа |
|
ккал/м3 |
7998,3 |
7998,3 |
8 Коэффициент сжимаемости газа |
z1кц |
- |
0,879 |
0,883 |
9 Расход электроэнергии на собственные технологические нужды КЦ |
|
тыс. кВт×ч |
11917,42 |
7426,73 |
10 Расход газа на собственные технологические нужды КЦ |
|
млн м3 |
172,850 |
181,317 |
Таблица Г.2
Расчет показателей системной энергоэффективности КС
Показатель |
Обозначение |
Размерность |
Источник информации |
Величина |
|
КЦ № 1 |
КЦ № 2 |
||||
1 Потери давления в коммуникациях КЦ |
vкц |
- |
0,963 |
0,921 |
|
2 Расход ТЭР на собственные технологические нужды КЦ |
|
т ут. |
201371 |
209587 |
|
3 Эквивалентная товаротранспортная работа КЦ |
|
млн м3×км |
3735721 |
3665418 |
|
4 Удельный показатель эффективности расхода ТЭРКЦ |
|
кг у.т./млн м3×км |
53,9 |
57,2 |
|
S Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КС |
|
кг у.т./млн м3×км |
55,53 |
По результатам расчета показателей энергоэффективности КС (таблица Г.2) видно, что удельный показатель эффективности расхода ТЭР КЦ № 2 (57,2) превышает аналогичный показатель КЦ № 1 (53,9) на 6%. Это свидетельствует о более низком энергетическом вкладе КЦ № 1 в энергоэффективность КС. Этот вывод полностью совпадает с аналогичным анализом для локальных показателей энергоэффективности, приведенных для этих же КЦ в таблицах В.3, В.4.
В таблице Д.1 приведены основные параметры, необходимые для определения показателей системной энергоэффективности ГТС. В качестве примера рассмотрена условная ГТС с 5 КС, работающими в одном гидравлическом режиме с одним притоком и одним отбором газового потока. Каждая компрессорная станция состоит из одного компрессорного цеха.
Исходные параметры для расчета:
Qкц - объем перекачиваемого газа КС (КЦ);
Р1кц, Р2кц - давление на входе и выходе из КЦ
Т1кц - температура на входе в КЦ;
vкц - коэффициент потерь давления в коммуникациях КЦ;
z1кц - коэффициент сжимаемости газа по условиям входа в КЦ;
- расход электроэнергии на СТН КС;
- расход газа на СТН КС;
- суммарный расход ТЭР на СТН КС.
Расчетный период - год.
В таблице Д.2 приведен пример расчета показателей энергоэффективности ГТС в соответствии с формулами, представленными в разделе 8.
Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН ГТС за расчетный период равен 47,3 м3/млн м3×км.
Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН ГТС за расчетный период равен 2,3 кВт×ч/млн м3×км.
Удельный показатель эффективности расхода ТЭР ГТС за расчетный период равен 54,6 кг у.т./млн м3×км.
Для оценки энергетического вклада КС в суммарные энергозатраты ГТС рассчитываются показатели системной энергетической эффективности расхода ТЭР КС.
С помощью представленных в таблице Д.3 показателей энергоэффективности проводят анализ энергоэффективности распределения нагрузки между КС ГТС.
Возможность перераспределения нагрузки в цепочке КС рассматривается с целью:
- повысить загрузку более энергоэффективных КС за счет разгрузки менее энергоэффективных;
- повысить выходные давления КС на "энергетических узких местах".
Таблица Д.1
Исходные данные для расчета показателей системной энергоэффективности ГТС
Наименование объекта ГТС |
Qкц |
Р1кц |
Р2кц |
Т1кц |
vкц |
z1кц |
|
|
|
млн м3 |
кгс/см2 |
кгс/см2 |
К |
- |
- |
тыс. кВт×ч |
тыс. м3 |
т у.т. |
|
Вход |
7562,900 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Приток |
800,000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
КС № 1 |
8335,600 |
66,894 |
85,024 |
288,800 |
0,889 |
0,870 |
1323,0 |
25108,0 |
29053,1 |
КС № 2 |
8308,300 |
62,611 |
84,902 |
286,700 |
0,915 |
0,875 |
1320,0 |
29292,0 |
33821,9 |
КС № 3 |
8290,100 |
65,874 |
83,597 |
288,500 |
0,880 |
0,871 |
1315,0 |
24815,0 |
28716,5 |
КС № 4 |
8253,700 |
64,650 |
85,014 |
288,300 |
0,901 |
0,873 |
1310,0 |
29149,0 |
33655,6 |
КС № 5 |
8226,400 |
66,180 |
85,177 |
290,800 |
0,886 |
0,874 |
1305,0 |
26418,0 |
30540,6 |
Выход |
8192,730 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Отбор |
36,400 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица Д.2
Расчет показателей энергоэффективности ГТС
Показатель |
Обозначение |
Размерность величин |
Источник информации |
КС № 1 |
КС № 2 |
КС № 3 |
КС № 4 |
КС № 5 |
ГТС |
1 ЭТТР входа |
Авх |
млрд м3×км |
|
- |
|
|
|
2211,4 |
|
2 ЭТТР КС |
|
млрд м3×км |
817,9 |
1010,2 |
779,7 |
912,9 |
835,9 |
|
|
3 ЭТТР собственных технологических нужд КС |
|
млрд м3×км |
3,9 |
4,1 |
3,8 |
4,3 |
4,0 |
|
|
4 ЭТТР выхода |
Авых |
млрд м3×км |
|
|
|
|
|
388,4 |
|
5 ЭТТР поступлений газа |
Апост |
млрд м3×км |
|
|
|
|
|
204,9 |
|
6 ЭТТР отборов газа |
Аотб |
млрд м3×км |
|
|
|
|
- |
17,3 |
|
7 ЭТТРГ ТС |
|
млрд м3×км |
|
|
|
|
|
2851,7 |
|
8 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР КС |
|
кг у.т/млрд м3×км |
35,5 |
33,5 |
36,8 |
36,9 |
36,5 |
35,8 |
|
9 Удельный показатель эффективности расхода газа на СТН ГТС |
|
м3/млн м3×км |
- |
|
|
|
|
47,3 |
|
10 Удельный показатель эффективности расхода электроэнергии на СТН ГТС |
|
кВт×ч/млн м3×км |
|
|
|
|
|
2,3 |
|
11 Удельный показатель эффективности расхода ТЭР ГТС |
|
кг у.т./млн м3×км |
|
|
|
|
|
54,6 |
Таблица Д.3
Показатели системной энергоэффективности КС
Удельный показатель эффективности расхода ТЭРКС |
Единица измерения |
КС-2 |
КС-1 |
КС-5 |
КС-3 |
КС-4 |
Средний по ГТС |
|
кг у.т./млн м3×км |
33,5 |
35,5 |
36,5 |
36,8 |
36,9 |
35,8 |
Наиболее эффективный расход ТЭР в КС-2 - 33,5, наименее эффективный в КС-4 - 36,9 (таблица Д.3).
В представленном примере три КС: КС-3, КС-4 и КС-5 имеют показатели энергоэффективности более высокие, чем средний по КС (35,8). Поэтому эти КС являются объектами дальнейших обследований для снижения их энергозатрат.
Е.1 Эквивалентная товаротранспортная работа участка газопровода
Для анализа энергозатрат КС и линейной части газопроводов в работе "Интенсификация магистрального транспорта газа" [11] была предложена эквивалентная товаротранспортная работа (ЭТТР) Аэттр, которая в физическом смысле не является работой, но служит косвенно показателем объема производства в магистральном транспорте газа.
Понятие ЭТТР основано на хорошо известной и регламентированной нормами технологического проектирования формуле для гидравлического расчета линейного участка газопровода при стационарном квазиизотермическом режиме.
Пропускную способность на участке газопровода q, млн м3/сут (при 293,15 К и 0,1013 МПа) вычисляют согласно СТО Газпром 2-3.5-051:
, (Е.1)
где Dв - относительная плотность газа по воздуху;
D - внутренний диаметр газопровода, мм;
Тср - средняя температура газа на участке, К;
zср - средний на участке коэффициент сжимаемости газа;
L - длина участка, км;
l - коэффициент гидравлического сопротивления;
Рн, Рк - давление газа в начале и конце участка, кгс/см2.
Из формулы (Е. 1) можно выразить длину участка L, км
. (Е.2)
Имеется реальный участок газопровода с параметрами q, D, Dв, l, Тср, zср, L. Этому участку можно поставить в соответствие некоторый эквивалентный участок длиной L с параметрами q0, D0, Е0, Dв0, Тср0, zср0, l0, таким образом, чтобы на эталонном участке был такой же перепад квадратов давлений, как на реальном участке.
Введем понятие "эквивалентной" длины участка:
L = c×. (E.3)
где Рн, Рк - фактическое начальное и конечное давление газа на реальном участке, кгс/см2;
с - коэффициент для согласования размерностей, который вычисляют по формуле
. (Е.4)
Выберем следующие параметры эквивалентного участка:
D0 = 1388 мм; Dв0 = 0,6; Тср0 = 288 К; zср0 = 0,9; q0 = 100 млн м3/сут; l0 = 0,009.
При этом получим: с = 3,912×10-2 при Рн, Рк кгс.
С учетом того, что энергозатраты на компенсацию перепадов давлений на реальном и эквивалентном участках будут одинаковыми, эквивалентная товаротранспортная работа на реальном участке может быть вычислена по формуле
Аэттр = Lэ×Q = c××Q, (Е.5)
где Q - фактический объем транспортируемого газа по реальному участку, млн м3.
Е.2 Эквивалентная товаротранспортная работа газотранспортной системы
Эквивалентная товаротранспортная работа ГТС , млрд м3×км вычисляется как сумма ЭТТР по линейным участкам:
. (Е.6)
ЭТТР с точностью до множителя является обобщенным потоком P2Q, по которому ведется поузловой энергетический баланс для газотранспортной системы любой конфигурации.
Для однониточного газопровода, имеющего R компрессорных станций, I притоков и J отборов газа (Е.6), ЭТТР представим в виде
, (Е.7)
где Рвх; Рвых - давление газа на входе и выходе ГТС;
Р1кц, Р2кц - давление газа на входе и выходе из КЦ;
Рпр, Pотб - давление газа, поступаемого от других и отдаваемого другим газопроводам;
Qвх, Qвых - объемы газа, транспортируемые на входе и выходе ГТС;
- объем газа, расходуемого на СТН компрессорного цеха;
Qпр, Qотб - объем газа, поступаемого от других и отдаваемого другим газопроводам;
с1 = 10,138 - коэффициент для согласования размерностей при измерении давления в кгс/см2.
Таблица Ж.1
Измеряемая величина |
Наименование датчиков |
Примечание |
|||
Точка измерения и наименование параметра |
Единица измерения |
Диапазон измерения |
Класс точности, цена деления, погрешность измерения |
||
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 Давление технологического газа на выходе из нагнетателя (избыточное) |
МПа |
от 0 до 7,5 |
Кл. 0,4 |
Датчик давления Манометр образцовый |
Местное измерение |
2.1.4 Температура технологического газа на выходе из нагнетателя |
°С |
от -20 до +100 |
0,2 |
Термодатчик Термокарман |
Термометр лабораторный |
2.1.5 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 |
0,5 |
Термодатчик Термометр лабораторный |
САУ агрегата Местное измерение |
3.2 Барометрическое давление |
МПа |
от 0 до 0,11 |
Кл. 0,002 |
Барометр-анероид |
Метеостанция |
Методические указания ОАО "Газпром" ПР 51-31323949-43-99 Методические указания по проведению теплотехнических и газодинамических расчетов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов |
|
Руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.13-040 Методика по проведению замеров объемов утечек метана на предприятиях ОАО "Газпром" |
|
Методика расчета нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде (утверждена приказом Минпромэнерго России № 267 от 4.10.2005) |
|
Методика определения расхода природного газа на собственные технологические нужды линейной части магистрального газопровода, ГРС и ГИС (утверждена начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа Б.В. Будзуляком 26.12.2003 г.) |
|
Инструкция о порядке составления отчета о поставке продукции по форме № 1-пс (газ) (утв. ЦСУ СССР 12.06.86 № 924/10) |
|
[6] |
Рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 43-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Применение "Руководства по выражению неопределенности измерений" |
[7] |
Инструкция по определению производительности центробежных нагнетателей, компрессорных цехов и станций (утверждена начальником Управления по транспортировке и поставкам газа В.М. Курченковым, Мингазпром, 18.07.1985) |
[8] |
Каталог газодинамических характеристик ЦБК природного газа (утвержден генеральным директором ООО "ВНИИГАЗ", 2005) |
[9] |
Инструкция по тарировке входных устройств центробежных нагнетателей (компрессоров) на компрессорных станциях (утверждена генеральным директором ООО "ВНИИГАЗ", 2002) |
[10] |
Правила устройства электроустановок (утверждены министром энергетики Российской Федерации, приказ № 204 от 08.07.2002) |
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 |
|
[12] |
З.Т. Галиуллин, Е.В. Леонтьев "Интенсификация магистрального транспорта газа". М.: Недра, 1991 |
Ключевые слова: энергоаудит, показатели энергоэффективности, нормативный расход энергоресурсов, компрессорный цех, компрессорная станция, газотранспортная система
Расположен в: |
---|
Источник информации: https://internet-law.ru/stroyka/text/54561/
На эту страницу сайта можно сделать ссылку:
На правах рекламы:
© Антон Серго, 1998-2024.
|
Разработка сайта |
|