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

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.

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.

3.5 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).

3.11 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.

3.17 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).

3.22 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 S₁ - 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 S₂ - 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);

DW_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 R₁ - 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

 = k_г× + k_ээ×.                                                                                                       (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.

_____________

* 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 (НБ_ф) и допустимого (НБ_д) небалансов в соответствии с Типовой инструкцией [9].

Таблица 7.2

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

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

НБ_ф ≤ НБ_д.                                                                                                                            (28)

Фактический небаланс (НБ_ф) 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, d_o рассчитываются по формуле

,                                                                                                                                (31)

,                                                                                                                                (32)

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

W_п, W_o - 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.

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, ..., х_n),                                                                                                               (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, dL_кц, определяется по формуле

dL_кц = dQ_кц + dz_1кц + dT_1кц + 0,3(dP₂ - dP₁),                                                                        (37)

где dQ_кц - относительная погрешность измерения расхода газа, транспортируемого КЦ;

dz_1кц - относительная погрешность расчета коэффициента сжимаемости газа на входе в КЦ;

dT_1кц - относительная погрешность измерения температуры газа на входе в КЦ;

dP₁, dP₂ - 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[dQ_кц], s[dz_1кц], s[dT_1кц], s[dP₁], s[dP₂] - 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[dQ_кц] - не более ±5%;

- СКО относительной погрешности расчета коэффициента сжимаемости газа s[dz_1кц] - не более ±1%;

- СКО относительной погрешности результата измерения температуры на входе в КЦ s[dT_1кц] - не более ±1%;

- СКО относительной погрешности результата измерения давления газа на входе и выходе КЦ s[dP₁], s[dP₂] - 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[dQ_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[dQ_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

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)

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

L_i - 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

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

 = А_вх - А_вых + А_пост – А_отб + - ,                                                                     (41)

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

А_вх - 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;

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

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

Составляющая А_вх вычисляется по формуле

А_вх = с××Q_вх,                                                                                                                     (42)

где Р_вх, 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 А_вых вычисляют по формуле

А_вых = с××Q_вых,                                                                                                                (43)

где Р_вых, Q_вых - давление и объем отбора газа в конце газопровода, кгс/см² и млн м³.

Составляющая А_пост вычисляется по формуле

А_пост = с×,                                                                                                          (44)

где I - количество притоков газа;

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

Составляющая А_отб вычисляется по формуле

А_отб = 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;

Т_1кц - температура газа на входе в КЦ, К, измеряется;

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

,                                                                                                             (48)

DР_1кц, DР_2кц - 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);

Р_1кц, Р_2кц - давление на входе и выходе нагнетателей КЦ, кгс/см², измеряется. Коэффициент сжимаемости газа вычисляется согласно Методике [8] по формуле

z_1кц = 1 - [(10,2×Р_1кц - 6)×(0,345×10^-2D_в - 0,446×10^-3) + 0,015]×[1,3 - 0,0144 - (Т_1кц - 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 Э_лу, 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)

Р_н, Р_к - 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 [Э_лу]_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:

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

Е_н = 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

Таблица 9.4

Показатели энергетического вклада линейных участков ГТС

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

L_кц = 320,25z_1кцТ_1кцQ_кц(-1),                                                                                            (63)

z_1кц - коэффициент сжимаемости газа по параметрам на входе в КЦ, вычисляемый по формуле (48);

Т_1кц - 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)

Р_1кц, Р_2кц - 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

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

Таблица 9.6

Нормативные показатели энергоэффективности КЦ

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

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

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

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 = Ц_г×DV_Sпг,                                                                                                                        (76)

S_ээ = Ц_ээ×DV_Sээ,                                                                                                                     (77)

S_тэ = Ц_тэ×DV_Sтэ.                                                                                                                     (78)

где Ц_г, Ц_ээ, Ц_тэ - цены на газ, электроэнергию, тепловую энергию; руб./тыс. м³, руб./кВт×ч, руб./Гкал;

DV_Sпг, DV_Sээ, DV_Sтэ - 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

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 Q_i, Q_j - 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_0i - 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)

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

Таблица А.3

Исходная информация по точности измерения расхода топливного газа

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

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

Таблица Б.2

Коэффициенты расхода конфузоров нагнетателей

Таблица Б.3

Характеристика средств измерения параметров утечек газа от оборудования КЦ, КС

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

Таблица В.2

Расчет показателей системной энергоэффективности ГТС