МІНІСТЕРСТВО ПАЛИВА ТА ЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ
Н А К А З
| 23.06.2008 N 340 |
Про затвердження Методики визначення виробничо-технологічних витрат природного газу
На виконання постанови Кабінету Міністрів України від 15.07.97 N 786 "Про порядок нормування питомих витрат паливноенергетичних ресурсів у суспільному виробництві", з метою розрахунку планових обсягів витрат паливного та пускового газу, необхідного для роботи компресорних станцій та дотискувальних компресорних станцій газотранспортних, газонафтовидобувних підприємств НАК "Нафтогаз України"
НАКАЗУЮ:
1. Затвердити Методику Визначення виробничо-технологічних витрат природного газу на його видобування, транспортування магістральними газопроводами та експлуатацію підземних сховищ. Частина I. Паливний та пусковий газ (далі - Методика), погоджену з Національним агентством України з питань забезпечення ефективного використання енергетичних ресурсів, що додається.
2. Установити, що застосування Методики є обов'язковим для підприємств нафтогазового комплексу НАК "Нафтогаз України".
4. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника Міністра Бурзу Алієва.
| Міністр | Ю.Продан |
ЗАТВЕРДЖЕНО
Наказ Міністерства палива
та енергетики України
23.06.2008 N 340
ПРОЕКТ
МЕТОДИКА
визначення виробничо-технологічних витрат природного газу на його видобування, транспортування магістральними газопроводами та експлуатацію підземних сховищ
Частина I. Паливний та пусковий газ
1. Сфера застосування
Дія цієї Методики, розробленої на виконання постанови Кабінету Міністрів України від 15 липня 1997 року N 786 "Про порядок нормування питомих витрат паливно-енергетичних ресурсів у суспільному виробництві", поширюється на підприємства нафтогазового комплексу НАК "Нафтогаз України".
Ця Методика призначена для розрахунку планових обсягів витрат паливного та пускового газу, необхідного для роботи компресорних станцій та дотискувальних компресорних станцій газотранспортних, газо- та нафтовидобувних підприємств НАК "Нафтогаз України".
Методика також є складовою для розроблення загальновиробничих норм питомих витрат природного газу. На підставі розрахунків визначаються планові обсяги виробничо-технологічних витрат паливного та пускового газу на наступний рік.
Фактичні обсяги витрат паливного та пускового газу визначаються за допомогою засобів вимірювальної техніки.
Як виняток, у разі відсутності або тимчасової несправності засобів вимірювальної техніки, за погодженням з НАК "Нафтогаз України", ця Методика може застосовуватись для обліку обсягів паливного та пускового газу.
2. Нормативні посилання
У цій Методиці є посилання на такі нормативні документи:
Закон України "Про нафту і газ";
постанова Кабінету Міністрів України від 15 липня 1997 року N 786 "Про порядок нормування питомих витрат паливноенергетичних ресурсів у суспільному виробництві".
3. Визначення термінів
У цій Методиці терміни використовуються у такому значенні:
витрати газу під час зупинки ГМК - обсяг природного газу випущений з компресорних циліндрів ГМК та витрачений на перестановку запірної арматури в обв'язці ГМК;
витрати газу під час пуску ГМК - обсяг природного газу витрачений на продування компресорних циліндрів та перестановку запірної арматури в обв'язці ГМК;
відцентровий нагнітач - агрегат призначений для стиснення (компримування) технологічного газу;
газомотокомпресор - установка (газоперекачувальний агрегат) з поршневим компресором, що працює від газового двигуна внутрішнього згоряння;
газоперекачувальний агрегат - агрегат для перекачування газу магістральними газопроводами, який складається із силового приводу та механізму, що він його урухомлює;
газотурбінний газоперекачувальний агрегат - газоперекачувальний агрегат з відцентровим нагнітачем або гвинтовим чи поршневим компресором, урухомлюваний від газотурбінного двигуна;
газомотокомпресорний газоперекачувальний агрегат - газоперекачувальний агрегат для перекачування технологічного газу з поршневим компресором та приводом від газомотокомпресора;
газотурбінний двигун - обертова теплова машина лопатевого типу, у якій безперервно відбувається стискання робочого тіла в компресорі, підігрівання його за рахунок джерела енергії та наступне розширення в газовій турбіні;
дотискувальна компресорна станція - компресорна станція, яка надає газу додаткового тиску, щоб забезпечити технічні умови, потрібні для транспортування газу під час видобування або для закачування газу в пласт на підземному сховищі газу;
електроприводний газоперекачувальний агрегат - установка для перекачування технологічного газу з відцентровим нагнітачем або гвинтовим чи поршневим компресором з приводом від електродвигуна;
імпульсний газ - газ, який використовують для керування технологічними кранами, для підведення його до вимірювальних приладів і систем автоматичного регулювання (за потреби);
компресорна станція - об'єкт газотранспортної системи, призначений компримувати газ;
компресорний цех - основна споруда компресорної станції, де розташовано газоперекачувальні агрегати та допоміжне устаткування, яке забезпечує їх експлуатацію;
коефіцієнт стисливості газу - безрозмірна величина, яка характеризує непропорційність зміни об'єму газу зі зміною тиску, температури та складу газу;
коефіцієнт завантаження - безрозмірна величина, яка являє собою відношення фактичної експлуатаційної потужності до її номінальної величини;
нормування витрат газу - встановлення максимально допустимої планової величини виробничо-технологічних витрат газу на видобування, транспортування, зберігання та підготовку природного газу та газового конденсату;
паливний газ- природний газ, який подають до камери згоряння газотурбінного двигуна або до двигуна внутрішнього згоряння та використовують як паливо;
планові витрати паливного газу - технічно обґрунтована кількість природного газу, який витрачається на роботу газотурбінного (газомотокомпресорного) газоперекачувального агрегату;
планові витрати пускового газу - технічно обґрунтована кількість природного газу, який витрачається на запуск та виведення на нормальний режим роботи газотурбінного газоперекачувального агрегату;
пусковий газ - газ, що його подають у турбодетандер для запускання газотурбінного двигуна та виведення його на нормальний режим роботи;
технологічний газ - природний газ, який транспортується магістральними газопроводами чи видобувається на газовидобувних (нафтовидобувних) родовищах;
турбодетандер - лопаткова машина безперервної дії, у якій потік газу проходить крізь нерухомі напрямні канали (сопла), що перетворюють частину потенційної енергії газу в кінетичну, і систему обертових лопаткових каналів ротора, де енергія потоку перетворюється в механічну роботу.
Примітка. У газовій промисловості використовують як пускову турбіну ГПА.
Інші терміни використовуються у цій Методиці у значенні, наведеному в Законі України "Про нафту і газ".
4. Познаки та скорочення
ВТВ виробничо-технологічні витрати;
ВЦН відцентровий нагнітач;
ГМК газомотокомпресор;
ГПА газоперекачувальний агрегат;
ДКС дотискувальна компресорна станція;
КС компресорна станція;
КУ котел-утилізатор;
КЦ компресорний цех;
ККД коефіцієнт корисної дії.
5. Загальні положення
5.1. Планування виробничо-технологічних витрат паливного (пускового) газу на видобування, транспортування газопроводами та експлуатацію підземних сховищ газу здійснюється виробничими підприємствами нафтогазового комплексу на основі розрахунків наведених у розділах 6 та 7 цієї Методики. Планування витрат виконується з урахуванням паспортних характеристик обладнання та статистичних даних щодо відповідних фактичних витрат газу в різних експлуатаційних умовах за попередні роки та заходів щодо їх зменшення.
5.2. Розрахунок обсягів виробничо-технологічних витрат паливного (пускового) газу здійснюється з урахуванням таких технічних, технологічних, експлуатаційних даних та факторів:
- паспортних (номінальних) технічних характеристик газоперекачувальних агрегатів та відцентрових нагнітачів;
- межі допуску на технічні показники ГПА та ВЦН, які передбачено технічними умовами та іншими нормативними документами;
- технічного стану ГПА та ВЦН у залежності від терміну їх напрацювання;
- застосування установок утилізації тепла вихлопних газів;
- межі можливих експлуатаційних режимів роботи ВЦН;
- гідравлічного опору між ступенями стиснення газу, що перекачується, і технологічних комунікацій КС;
- протипомпажного регулювання та можливого перетікання газу в технологічних комунікаціях компресорного цеху;
- впливу параметрів (температури, тиску, складу) газу, що перекачується, на роботу його стиснення;
- впливу атмосферних і кліматичних умов на технічні показники ГПА;
- впливу рівня навантаження ГПА та ВЦН;
- впливу системи протиобліднювання компресорів на економічність роботи ГПА;
- впливу системи очистки циклового повітря.
5.3. За наявності в цеху різних типів агрегатів розрахунки ВТВ паливного (пускового) газу виконуються окремо для кожного типу ГПА. Цехові витрати визначаються, як сума витрат усіх типів ГПА. Витрати паливного (пускового) газу КС визначаються, як сума витрат всіх КЦ.
5.4. Розрахунок планових витрат паливного (пускового) газу за цією Методикою виконується за плановий період (місяць, квартал, рік).
5.5. Виробничо-технологічні витрати газу під час експлуатації КС та ДКС розраховуються підприємствами нафтогазового комплексу самостійно та відносяться до собівартості газовидобувних підприємств та тарифу на транспортування газу газотранспортних підприємств.
6. Розрахунок витрат паливного газу
У цьому розділі наведено формули для розрахунку виробничотехнологічних витрат паливного газу, який використовується для роботи газотурбінних та газомотокомпресорних двигунів на компресорних станціях, дотискувальних компресорних станціях системи магістральних газопроводів, нафтогазових промислах, підприємствах з переробки газу та газового конденсату.
6.1. Розрахунок витрат паливного газу на компресорних станціях магістральних газопроводів
6.1.1. Витрати паливного газу КС за плановий період Q
^~
EN
(куб.м) розраховуються як сума витрат паливного газу всіх КЦ
компресорної станції за формулою:
h
Q = S Q (1)
^~ з ^.. з
EN =1 EO
де : Q - витрати паливного газу окремого КЦ за плановий
^..
EO
період, куб.м;
i - порядковий номер КЦ;
h - кількість КЦ на КС;
S - знак суми.
6.1.2. Витрати паливного газу КЦ за плановий період Q
^..
EO
(куб.м) розраховуються як сума витрат паливного газу всіх ГПА КЦ
за формулою:
n
Q = S Q j (2)
^~ j=1 ~ `
EO AIA
де: Q - витрати паливного газу окремого ГПА за плановий
~ `
AIA
період, куб.м;
j - порядковий номер ГПА;
n - кількість ГПА у КЦ;
S - знак суми.
6.1.3. Витрати паливного газу окремого ГПА за плановий період
Q (куб.м) розраховуються за формулою:
~ `
AIA
' `
Q = I * A * m (3)
~ ` ..~ ~..`
AIA IA AI A
де: H - індивідуальна норма витрати паливного газу,
ПГ
куб.м/кВт*год.;
`
A - робота адіабатного стиснення, яка виконується ГПА
~..`
AIA
за добу, кВт*год./добу;
m - тривалість планового або фактичного періоду роботи ГПА,
діб.
6.1.4. Індивідуальна норма витрати паливного газу H
ПГ
(куб.м/кВт*год.) для одного ГПА в КЦ, визначається за формулою:
' ' O ^
I = I * E (4)
.. ~ ..~ ^
I A I A E
O
де: H - початкова індивідуальна норма витрати паливного
ПГ
газу газоперекачувальним агрегатом даного типу (кг умов.
палив/кВт*год.).
Визначається за таблицею А.1 додатка А, або за формулою
O 0,123
H = ------- , де ню - ККД ГМП за паспортними даними;
ПГ ню
К - коефіцієнт коригування, який враховує конкретні умови
К
роботи та технічний стан ГПА, визначається за формулою (5).
6.1.5. Коефіцієнт коригування, який враховує конкретні умови
роботи та технічний стан ГПА, визначається як добуток безрозмірних
коефіцієнтів за формулою:
^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^
E = E * E * E * E * E * E * E (5)
^ ` I ` ^ ` `' o
E A O EC AD OC iab
де: К - коефіцієнт, що враховує вплив атмосферних умов на
А
витрату паливного газу (значення наведено у таблиці А.2
додатка А). Значення температури атмосферного повітря визначається
за даними метеослужби області (міста), де розташована КС, за
відповідний період попереднього року;
К - коефіцієнт, що враховує середнє напрацювання агрегатів
Н
по цеху з початку експлуатації (значення наведено у таблиці А.3
додатка А);
К - коефіцієнт, що враховує вплив гідравлічного опору
У
котлів-утилізаторів на величину коефіцієнта коригування К ,
К
визначається за додатком Е;
^
E - коефіцієнт, що враховує завантаження ГПА. Визначається
^
EC
та враховується за результатами комплексних обстежень ГПА
(нормативні значення коефіцієнта наведено у додатку Ж таблиці
Ж.1);
К - коефіцієнт, що враховує роботу частини агрегатів тих
БР
типів, на яких регенератори передбачені конструкцією (ГТ-750-6,
ГТНР-10, ГТК-10), але в умовах експлуатації працюють без
регенерації. Для інших типів ГПА, на яких регенератори не
передбачено, КеБР = 1,0. Коефіцієнт КеБР визначається за формулою
(6);
К - коефіцієнт, що враховує фактичну теплотворну здатність
ТЗ
паливного газу. Коефіцієнт КТЗ визначається за формулою (7);
^
E - коефіцієнт перерахунку умовного палива, визначається за
o
iab
формулою (8).
6.1.6. Коефіцієнт КеБР визначається за формулою:
^ ^ O
E = (тау + E * тау ) / (тау + тау ) (6)
` D ` ab ab
AD AD
O
де: K - початковий коефіцієнт збільшення норми витрати
БР
паливного газу в умовах роботи ГПА без регенератора (значення
коефіцієнта наведено у таблиці А.1 додатка А);
тау і тау - сумарне за цехом напрацювання відповідно
р бр
агрегатів з регенераторами і без регенераторів у запланований
період, годин.
6.1.7. Коефіцієнт К визначається за формулою:
ТЗ
^ D O
E = Q / Q (7)
` I H
OC
D O
де: Q і Q - нижча теплотворна здатність газу відповідно
H H
стандартної та фактичної якості, кДж/куб.м або ккал/куб.м.
D O
Значення приймається Q рівним 34 500 кДж/куб.м, а Q визначається
H H
за даними хімлабораторії.
6.1.8. Коефіцієнт К визначається за формулою:
пер
o
К = Н / Q (8)
пер 0 H
де: Н - теплотворна здатністьумовного палива, яка становить
0
29 307,6 кДж/кг умов. палива (7000 ккал/кг умов. палива);
o
Q - є таким, як у формулі (7).
H
6.1.9. Робота адіабатного стиснення A~ ' (кВт*год./добу) під
AIA
час транспортування природного газу окремим ГПА (внутрішня
потужність, що використовується) визначається за формулою:
k-1
---
k k
A~ ' = 0,278 ----- * R * Z * T (епсілон - 1) ро * Q (9)
AIA k-1 1 1 0
де: k - показник адіабатного процесу стиску газу; відношення
k/(k - 1) визначається за відносною густиною (стосовно повітря),
тиском і температурою газу на вході в КЦ - за їх середніми значеннями
за добу згідно з додатком Б;
R - газова стала для газу, Дж/(кгК). Визначається за формулою
(10);
Z - коефіцієнт стисливості газу на вході в КЦ, який
1
визначається за складом, тиском і температурою газу - за їх
середніми значеннями за добу згідно з додатком В;
T - середня за добу температура газу на вході в КЦ, К;
1
епсілон - середній за добу ступінь стиску природного газу КЦ;
ро - густина газу за стандартних умов (Р = 0,101325 МПа,
0 о
Т = 293,15 К), з фактичним складом його компонентів і їх
о
концентрацією, кг/куб.м (за даними лабораторії хімічного аналізу
газу);
Q - продуктивність ГПА, млн.куб.м/добу (визначається згідно з
даними витратомірних вузлів або за характеристиками завантаження
нагнітачів ГПА (додаток Д)).
Для забезпечення найбільшої точності розрахунків роботи
стиснення A~ ' доцільно використовувати середньодобові виміри
AIA
параметрів.
6.1.10. Газова стала для газу R (Дж/кг*К), визначається за
формулою:
R = 288,15/ДЕЛЬТА , (10)
П
ДЕЛЬТА = ро /1,205 (11)
П о
де: ДЕЛЬТА - відносна густина газу за повітрям;
П
ро - густина газу за стандартних умов, з фактичним складом
о
його компонентів і їх концентрацією, кг/куб.м.
6.2. Розрахунок витрат паливного газу на компресорних станціях з газомотокомпресорами
6.2.1. Газомотокомпресори здійснюють стиснення та перекачування
природних або нафтових газів в системі магістральних газопроводів, на
газобензинових та газопереробних заводах, станціях підземного
зберігання газу, в холодильних установках та на інших об'єктах.
КЦ
6.2.2. Витрати паливного газу КЦ за плановий період Q
ПГ
(куб.м), який обладнано газомотокомпресорами, визначаються за
формулою:
КЦ II _
Q = К * q * N * n * тау * К (12)
ПГ ПГ i ГМК пер
II
де: К - коефіцієнт відносної витрати паливного газу двигуном
ГМК, який включає індивідуальну норму його витрати,
кг умов. палива/год. (таблиця Г.1 додаток Г);
_
q - відносна витрата паливного газу двигуном ГМК,
ПГ
визначається за формулою (17);
N - відносна потужність двигуна ГМК;
i
n - розрахована (формула 14) кількість працюючих ГМК у
ГМК
цеху (збільшена до цілого значення) необхідна для виконання
'
планового обсягу перекачування газу, n * >- * N ;
ГКМ ..`^
AIA
тау - тривалість планового або фактичного періоду роботи
агрегатів, годин;
К - коефіцієнт перерахунку умовного палива, визначається
пер
за формулою (8).
6.2.3. Відносна потужність двигуна газомотокомпресора N
і
визначається за формулою:
I 0,3 '
N = K (епсілон - 1) * Z * T * Q /(ета * n * тау) (13)
i 1 П ад ГМК
I
де: К - коефіцієнт відносної потужності двигуна ГМК
(таблиця Г.1 додаток Г), год./(куб.м*К);
епсілон - середній за плановий період ступінь стискання газу
компресорним цехом;
Z - середній за плановий період коефіцієнт стисливості газу на
вході в компресор (додаток B);
T - середня за плановий період абсолютна температура газу на
1
вході в компресор, К;
Q - об'єм газу, що перекачується за плановий період,
П
куб.млн.м;
ета - адіабатний ККД роботи стискання газу компресором;
ад
'
n - кількість працюючих ГМК (може бути неціле число),
ГМК
визначається за формулою (14);
тау - тривалість планового або фактичного періоду роботи
агрегатів, годин.
6.2.4. Кількість працюючих агрегатів компресорного цеху
'
n визначається за формулою:
..`^
AIA
Q * T
' П 1
n = ------------------------------------------------------------------------------------------------ (14)
ГМК 0,769 0,769
k * тау * P (ню * K (1 - альфа (епсілон - 1)) + ню * K (1 - альфа (епсілон - 1)))
0 ПП 1 кр N кр шт N шт
кр шт
де: Q і Т - є такими, як у формулі (13);
П 1
к - коефіцієнт відносної продуктивності компресора (таблиця
0
Г.1 додаток Г), куб.м*К/(МПа*год.);
тау - тривалість планового або фактичного періоду роботи
ПП
агрегатів, год.;
Р - середній за плановий період абсолютний тиск газу на
1
вході в компресор, МПа;
ню і ню - умовна (геометрична) продуктивність порожнини
кр. шт.
компресора відповідно з боку кришки та з боку штока (таблиця Г.1
додаток Г), куб.м/год.;
K і K - коефіцієнти навантаження порожнини компресорного
N N
kp шт
циліндра відповідно з боку кришки та з боку штока (таблиця Г.1
додаток Г);
альфа і альфа - відносні об'єми мертвого простору
кр шт
компресорного циліндра відповідно з боку кришки та з боку штока
(таблиця Г.1 додаток Г);
епсілон - середній за плановий період ступінь стискання газу
компресорним цехом.
6.2.5. Адіабатний ККД роботи стискання газу компресором
(адіабатний ККД компресора) ета визначається за формулою:
ад
2
ета = А * епсілон + В * епсілон + С для ета >- ета , (15)
ад 1 1 1 ад min
ета = h для ета < ета (16)
ад min ад min
де: A , B , C - коефіцієнти апроксимації адіабатного ККД
1 1 1
компресора (таблиця Г.1 додаток Г);
ета - мінімально допустимий адіабатний ККД
min
компресора (таблиця Г.1 додаток Г).
6.2.6. Відносна витрата паливного газу двигуном ГМК 24
визначається за формулою:
- 2
q = A * N + B * N + C (17)
ПГ i i
де: A, B, C - коефіцієнти апроксимації залежності відносної
витрати паливного газу від відносної потужності двигуна ГМК
(таблиця Г.1 додаток Г);
N - відносна потужність двигуна, формула (13).
i
6.2.7. У разі відсутності у таблиці Г.1 додатка Г типу
агрегату або істотній різниці між наведеними характеристиками ГМК
та встановленими в КЦ(КС) допускається наближене розрахункове
КЦ
визначення витрат паливного газу Q (куб.м) за формулою наведеною
ПГ
нижче, з використанням у розрахунках потенційної роботи стиснення
газу:
P
EO 1 ^ ^ 2
Q = 0,2215 * H * E * E * Z * T * lg -- * Q * n * m (18)
IA IA 1ab nb m m P AIA
1
де: 0,2215 - перевідний коефіцієнт роботи стиснення
вуглеводневої сировини у кВт*год. у відношенні до одиниць СI за
стандартних умов;
О
H - початкова індивідуальна норма витрати паливного газу
ПГ
газоперекачувальним агрегатом даного типу (кг умов.
палив/кВт*год.).
Визначається за таблицею А.1 додатка А, або за формулою
О 0,123
H = -----, де: ета - ККД ГМК за паспортними даними;
ПГ ета
К - коефіцієнт перерахунку умовного палива,визначається за
пер
формулою (8);
К - коефіцієнт, що враховує відхилення режиму роботи ГМК
опт 1
від оптимального і визначається за формулою: К = -----;
опт ета
ад
де: ета - адіабатний ККД компресора, який визначається
ад
за формулами (15,16);
Z - середнє значення коефіцієнта стисливості газового
m
потоку, яке визначається залежно від приведених значень
температури Т і тиску Р для заданого складу газу згідно із
пр пр
додатком В;
Т - середня абсолютна температура стиснення газу,
m
T + T
BX B
К; T = --------, де: T та T - абсолютна температура стиснення
m 2 BX B
газу на вході та виході з нагнітача, відповідно, К;
Р - тиск газу на вході в нагнітач, кг/кв.см;
1
Р - тиск газу на виході з нагнітача, кг/кв.см;
2
Q - добова продуктивність одного ГПА, тис.кв.м/добу;
n - кількість працюючих однотипних ГПА;
ГПА
- тривалість планового або фактичного періоду роботи ГПА, діб.
7. Розрахунок витрат пускового газу
Пусковий газ використовується для запуску в роботу газотурбінних, газомотокомпресорних двигунів на компресорних станціях та дотискувальних компресорних станціях газових родовищ та підземних сховищ газу.
7.1. Витрати пускового газу в компресорних цехах з газотурбінним ГПА
7.1.1. Витрати природного газу на пуск ГПА з газотурбінним
двигуном відцентрових нагнітачів Q (куб.м) визначаються за
пуск
формулою:
Q = (Q + Q + Q ) * n * тау * К (19)
пуск тд прод і.г. пз 2нап
де: Q - витрати газу на роботу турбодетандера в режимі
тд
пуску ГПА, куб.м, (додаток И);
Q - витрати газу на продування контуру нагнітача під час
прод
пуску ГПА, куб.м, (додаток И);
Q - витрати імпульсного газу в режимі пуску ГПА, куб.м,
і.г.
(додаток И);
n - питома кількість пусків на одиницю календарного часу (з
пз
урахуванням невдалих пусків), 1/год., (додаток И);
тау - тривалість планового або фактичного періоду роботи ГПА, годин;
К - коефіцієнт, який враховує вплив напрацювання КЦ з
2нап
початку експлуатації (згідно із статистичними даними К = 1,5
2нап
для напрацювання цеху до 12 тис.год., К = 1,2 для його
2нап
напрацювання в діапазоні від 12 до 25 тис.год. і К = 1,0 для
2нап
напрацювання більше 25 тис.год.).
7.1.2. Турбодетандер розкручує вал турбокомпресору до частоти
обертання, за якої відбувається підпалювання паливної суміші в
камері згоряння, та не відключається до тих пір поки турбіна не
зможе самостійно обертати повітряний компресор. Витрати пускового
газу Q індивідуальні для кожної марки ГПА з газотурбінним
тд
двигуном та залежать від алгоритму пуску та конструктивних
особливостей ГПА.
Вихідні дані та паспортні значення витрати газу на роботу турбодетандера Q (куб.м) наведені у додатку И.
тд
7.1.3. Витрати газу на продування контуру нагнітача Q
прод
(куб.м) визначаються за формулою:
0,3 * f * тау * P
o
Q = ------------------ (20)
прод ро * -------
o \| T
o
де: 0,3 - коефіцієнт, що коригує розмірність;
f - прохідний переріз продувочної шайби, кв.м;
тау - час однієї продувки, с;
Р - абсолютний тиск газу, кгс/кв.см;
o
ро - густина газу за стандартних умов (Р = 0,101325 МПа,
o o
Т = 293,15 К), з фактичним складом його компонентів і їх
o
концентрацією, кг/куб.м (за даними лабораторії хімічного аналізу
газу);
T - абсолютна температура газу, К.
o
7.1.4. Вихідні дані для розрахунку початкових індивідуальних норм витрат природного газу на пуски-зупинки для газотурбінних ГПА наведені у додатку И.
7.2. Витрати пускового газу в компресорних цехах з газомотокомпресором
7.2.1. Під час розрахунку потреби пускового газу для ГМК
враховується, що запуск ГМК здійснюється стисненим повітрям, тому
пусковий газ витрачається тільки на продування компресорних
циліндрів та імпульсний газ на перестановку запірної арматури в
обв'язці ГМК. Враховуючи цю обставину витрати природного газу на
пуск ГПА з газомотокомпресорним приводом Q (куб.м)
пуск
визначаються за формулою:
Q = (Q + Q ) * n * тау * К (21)
пуск прод і.г. пз 2нап
де: Q - витрати газу на продування компресорних циліндрів
прод
під час пуску ГМК визначаються за формулою (20), куб.м;
Q - витрати імпульсного газу в режимі пуску ГМК, куб.м,
і.г.
(таблиця И.1, додаток И);
n - питоме число пусків на одиницю календарного періоду (з
пз
урахуванням невдалих пусків), 1/год.;
тау - тривалість планового або фактичного періоду роботи ГМК, годин;
К - коефіцієнт, який враховує вплив напрацювання КЦ з
2нап
початку експлуатації (згідно із статистичними даними К = 1,5
2нап
для напрацювання цеху до 12 тис.год., К = 1,2 для його
2нап
напрацювання в діапазоні від 12 до 25 тис.год. і К = 1,0 для
2нап
напрацювання більше 25 тис.год.).
7.2.2. Об'єм витрат природного газу на пуски і зупинки газомотокомпресорів наведений у додатку К.
7.3. Витрати пускового газу в компресорних цехах з електроприводними ГПА
Електроприводні газоперекачувальні агрегати відрізняються від газотурбінних типом приводу. Для електроприводних ГПА обов'язковим є наявність редуктору (мультиплікатору) між електроприводом та нагнітачем.
Визначення витрат газу під час пуску електроприводного ГПА розраховується у відповідності із пунктом 7.2 та з додатком Л.
| Директор Департаменту з питань нафтової, газової та нафтопереробної промисловості | О.Нестеренко |
Додаток А
до Методики визначення
виробничо-технологічних
витрат природного газу
на його видобування,
транспортування
та експлуатацію підземних
сховищ. Частина I. Паливний
та пусковий газ
НОРМАТИВНО-ДОВІДКОВА ІНФОРМАЦІЯ ДЛЯ ГАЗОТУРБІННИХ ГАЗОПЕРЕКАЧУВАЛЬНИХ АГРЕГАТІВ
Таблиця А.1. - Початкові індивідуальні норми витрат паливного
О О
газу H і значення коефіцієнта K , який враховує їх
ПГ БР
збільшення під час роботи агрегату без регенератора
------------------------------------------------------------------
| N | Тип ГПА(ГТУ) | Тип нагнітача | Норма витрати |Коефіцієнт|
|з/п| | |паливного газу,| О |
| | | | О | K |
| | | | H | БР |
| | | | ПГ | |
| | | |---------------| |
| | | | кг умов. | |
| | | | палив/ | |
| | | | (кВт*год.) | |
|---+---------------+-----------------+---------------+----------|
| 1| 2 | 3 | 4 | 5 |
|---+---------------+-----------------+---------------+----------|
| 1.|ГТ-750-6 |370-14-1 | 0,704 | 1,06 |
| | |370-17-1 | 0,700 | |
|---+---------------+-----------------+---------------+----------|
| 2.|ГТ-6-750 |Н-300-1,23 | 0,812 | 1,00 |
|---+---------------+-----------------+---------------+----------|
| 3.|ГТН-6 |Н-6-56-2 | 0,794 | 1,00 |
|---+---------------+-----------------+---------------+----------|
| 4.|ГПА-Ц-6,3 |НЦ (НЦВ)-6,3/56М | 0,859 | 1,00 |