word - ANRE

НАЦИОНАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ
Постановление об утверждении Методики нормирования расхода газа
на технологические нужды и технические потери при транспорте газа
по магистральным газопроводам Республики Молдова
Nr.24
от
28.07.2000
Мониторул Офичиал ал Р.Молдова N 98-101/290 от 10.08.2000
* * *
Административный совет Национального агентства по регулированию в
энергетике ПОСТАНОВЛЯЕТ:
Утвердить Методику нормирования расхода газа на технологические
нужды
и технические потери при транспорте газа по магистральным
газопроводам Республики Молдова (прилагается).
ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ДИРЕКТОР
НАЦИОНАЛЬНОГО АГЕНТСТВА
ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ
ДИРЕКТОР
Анатол САРАКУЦА
Вячеслав КИЛАТ
Кишинэу, 28 июля 2000 г.
N 24.
Приложение
к Постановлению
Административного совета ANRE
N 24 от 28 июля 2000 г.
Методика
нормирования расхода газа на технологические нужды и
технические потери при транспорте газа по магистральным
газопроводам Республики Молдова
I. Основные положения
Нормирование потерь и расхода газа на технологические нужды является
одним из путей их сокращения и упорядочения. При определении норм потерь
газа необходимо учитывать только те потери, которые напрямую зависят от
технических средств, с помощью которых осуществляется транспорт.
Аварийные потери
исключаются, так как одной из главных задач
эксплуатирующих организаций является обеспечение нормальной безаварийной
работы транспортной системы.
Данная методика разрабатывается с целью нормирования технологических
расходов и технических потерь в системе транспорта природного газа
Республики Молдова.
Настоящая методика определяет порядок нормирования и расчета:
1. Расхода газа на технологические нужды и технические потери на
компрессорных и газораспределительных станциях;
2. Расхода газа на технологические нужды и технические потери на
линейной части магистральных газопроводов.
Раздел расходов газа на технологические нужды устанавливает:
1.1. Расход газа на нужды компрессорных станций с газотурбинным
приводом;
1.2. Расход газа котельными компрессорных и газораспределительных
станций, а также установками для подогрева газа, фактический расход
которых
определяется
по показаниям приборов учета расхода
газа
(счетчиков);
1.3. Расход газа для нужд химических лабораторий.
При определении расхода газа на нужды компрессорных станций с
газотурбинным приводом следует учитывать следующие основные статьи
расхода:
1.1.1. Расход топливного газа газотурбинными установками (ГТУ);
1.1.2. Расход газа, необходимый для продувки контуров нагнетателей
перед загрузкой газоперекачивающих агрегатов;
1.1.3. Расход газа в системе уплотнений газ-, маслонагнетателей;
1.1.4. Потери газа, связанные с пусками и остановками ГТУ;
1.1.5. Потери газа, связанные с продувкой коммуникаций КС при
плановой остановке;
1.1.6. Потери
газа,
связанные
с
продувкой
пылеуловителей,
конденсатосборников,
сепараторов
и фильтров на
компрессорных
и
газораспределительных станциях;
1.1.7. Потери газа при срабатывании пневматических кранов;
1.1.8. Потери газа при заправке метанольных устройств.
Технологические расходы и технические потери линейной части включают:
2.1. Расход газа на продувку и периодическую очистку газопроводов
очистными устройствами;
2.2. Расход газа при заправке метанольных устройств;
2.3. Расход газа при ликвидации гидратообразований в газопроводах,
замене арматуры, ревизии, профилактических ремонтах;
2.4. Потери газа при эксплуатации.
Потери газа при эксплуатации возникают в результате:
2.4.1. Утечек газа через макроотверстия и трещины в газопроводах
(свищи на линейной части МГ, а также коммуникациях компрессорных и
газораспределительных станций), которые легко обнаруживаются визуально;
2.4.2. Утечек
газа
через
микроотверстия
и
микротрещины
в
газопроводах, которые легко определяются с помощью приборов;
2.4.3. Разгерметизация фланцевых и резьбовых соединений аппаратов,
задвижек (пылеуловителей, АВО и др.);
2.4.4. Разгерметизация затворов свечных кранов;
2.4.5. Разгерметизация сальников и других уплотнений;
2.4.6. Разгерметизация импульсных трубопроводов, КИПиА;
2.4.7. Разгерметизация сальников штоков подземных линейных кранов и
задвижек.
Данная методика не определяет порядок нормирования расхода газа на:
Строительство и капитальный ремонт газопроводов и газопроводов
отводов;
Пуско-наладочные
работы
на
газопроводах
компрессорных
и
газораспределительных станций;
Нужды домов
операторов газораспределительных станций и домов
обходчиков;
Потери газа при авариях.
Данные расходы
и потери газа учитываются отдельно и на
них
выделяются, по необходимости, соответствующие лимиты.
II. НОРМИРОВАНИЕ РАСХОДА ГАЗА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫ
КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ (КС) С ГАЗОТУРБИННЫМ ПРИВОДОМ
В основу нормирования расхода топлива на транспорт газа положены
индивидуальные нормы. Индивидуальной является норма расхода топливного
газа на производство единицы работы сжатия.
Индивидуальные
нормы
устанавливаются
для
однотипных
газоперекачивающих агрегатов (ГПА) при определенных эталонных условиях
эксплуатации. Отклонения условий эксплуатации от эталонных, учитываются
коэффициентами эксплуатационных надбавок, определенных для каждого типа
ГПА.
Количество газа
расходуемого
для
технологических
нужд
КС
определяется
по показаниям приборов для учета расхода газа
или
расчетно-аналитическим методом.
2.1. Нормирование расхода топливного газа на нужды
компрессорных станций (КС)
Норма расхода топливного газа это максимально допустимое количество
топливного газа, расходуемого на привод ГПА при сжатии запланированного
объема транспортируемого газа. Принципиально, транспорт газа включает в
себя два технологических процесса:
- сжатие газа на КС (с целью повышения давления газового потока);
- перемещение массы газа на линейных участках газопровода за счет
созданной на КС энергии давления.
Для оценки объема производства при сжатии газа на КС используется
энергетический измеритель - потенциальную работу сжатия газового потока
(W, кВтч), который рассчитывается по уравнению:
P2
W = Q x w = (0,2215 x Zm x Tm x lg ----)
P1
x Q
(1)
где:
Q - объем перекачиваемого газа (при давлении 760 мм рт. ст. и
температуре 20 град. С), тыс. м3;
w - удельная потенциальная работа сжатия газового потока, кВтч/
тыс.м3;
0,2215 - коэффициент, учитывающий размерность входящих в уравнение
параметров, кВтч/тыс.м3 х град.К;
Zm
- среднее значение коэффициента сжимаемости газового потока;
Tm
- средняя абсолютная температура процесса сжатия, град.К;
P1
- начальное давление, кгс/см2;
P2
- конечное давление, кгс/см2.
Р1 + Р2
Рср = --------2
(2)
По средним значениям давления (Рср) и температуры (Тср) с учетом
объемной концентрации метана в природном газе, пользуясь номограммой
Рис.1, определяется среднее значение коэффициента сжимаемости газа Zср.
(Рисунок)
Рис.1. Коэффициент сжимаемости газов Z в зависимости от
приведенных температур Тпр и давления Рпр
Нормативное потребления
формуле:
газа
за
отчетный период
определяется
Bтг = B'тг х W
по
(3)
где:
В'тг - индивидуальная норма расхода топливного газа, м3/кВтч;
2.2. Индивидуальные нормы расхода топливного газа.
Для компрессорных станций с газотурбинными приводами, индивидуальные
нормы затрат топливного газа рассчитываются (в м3/кВтч) по формуле
В'тг = b'тг х Кк х Кзаг
(4)
где:
b'тг - исходная индивидуальная норма затрат топливного газа для
соответствующего типа газоперекачивающего агрегата, в м3/кВтч;
Кк
- коэффициент, учитывающий реальные условия эксплуатации;
Кзаг - средний за отчетный период или за год коэффициент загрузки
ГПА или КС.
Значение этих
норм
для газотурбинных ГПА установленных в цехах
КС
Дрокия и Тирасполь приведены в Таб. 1.
Таблица 1. Индивидуальные исходные нормы расхода топливного газа
(b'тг)
------------------------------------+----------------------------------Тип установленных на КС ГПА
|
b'тг, м3/кВтч
------------------------------------+----------------------------------ГПА-Ц-6,З В, КС Дрокия
0,682
ГТН-16, КС Тирасполь
0,597
------------------------------------+----------------------------------Коэффициент эксплуатационных
надбавок
Кк
определяется
как
произведение безразмерных коэффициентов:
Кк = Ка х Кн х Ку х Km
(5)
где:
Ка - коэффициент
учитывающий
влияние атмосферных
условий
на
нормативный уровень загрузки ГПА, принимается в зависимости
от температуры наружного воздуха по Табл.2.
Таблица 2. Значение коэффициента Ка для ГПА установленных
в цехах КС Дрокия и Тирасполь
------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+----Тип | +30 | +25 | +20 | +15 | +10 | +5 | 0 | -5 | -10 | -15 | -20 | -25
агре-|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
гата |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+----ГПА-Ц- 1.052 1.047 1.042 1.037 1.032 1.027 1.022 1.017 1.012 1.007 1.002 0.998
6,3В
ГТН-16 1.093 1.074 1.057 1.042 1.027 1.014 1.001 0.992 0.990 0.988 0.986 0.983
1.003 1.003 1.003
------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+----Примечание: В знаменателе приведены величины коэффициента Ка при
работе противооблединительной системы.
Кн - коэффициент, учитывающий наработку ГПА с начала
принимается по Табл. 3.
эксплуатации,
Таблица 3. Значения коэффициента наработки Кн для ГПА
установленных на КС Дрокия и КС Тирасполь
------------------+----------------------------------------------------Тип ГПА
|
Наработка с начала эксплуатации, тыс. часов
|-----------+---------------+------------------------|
ДО 25
| от 25 до 50 |
Свыше 50
------------------+-----------+---------------+------------------------ГПА-Ц-6.3 В
1.0
1.01
1.02
ГТН-16
1.0
1.01
1.03
------------------+-----------+---------------+------------------------Ку - коэффициент,
учитывающий
наличие котлов
утилизаторов
в
компрессорных цехах:
nу
Ку = 1 + 0.025 ---(6)
n
где:
nу
---- - доля агрегатов, оборудованных котлами-утилизаторами;
n
nу - число эксплуатируемых ГПА в планируемый период времени, шт;
n
- общее число работающих в цехе ГПА, шт.
Km - коэффициент учитывающий работу ГПА по схеме трехступенчатого сжатия, для ГПА работающие по данной схеме Кm 1,05, для
других случаев Кm равен 1,0.
Учитывая реальные условия
зависимость (3) для расчета
принимает вид :
- для КС Тирасполь
Втг =
- для КС Дрокия
Втг =
эксплуатации компрессорных цехов (Табл. 4)
нормативного потребления топливного газа,
3,368 х Q х Ка х Кн х Кзаг
(7)
5,126 х Q х Kа х Kн х Kзаг
(8)
Формулы (7) и
(8) справедливы только для условий эксплуатации
приведенных
в Табл. 4, в противном случае нормирование расходов
топливного газа выполняется по формуле (3) данной методики. Расчеты по
определению норматиного и фактического потребления топливного газа для
цехов КС выполняются ежемесячно или ежеквартально.
Таблица 4. Эксплуатационные показатели работы компрессорных
станций Республики Молдова
-------------+----+----+-----+------+------+------+------+-------+------|На- |Ко- |Сред-|Крити-|Крити-|Приве-|Приве-|Средняя|Среднее
|чаль|неч-|нее |ческая|ческое|денная|денное|абсо- |значе|ное |ное |зна- |темпе-|давле-|темпе-|давле-|лютная |ние
|дав-|дав-|чение|ратура|ние
|ратура|ние
|темпе- |коэфКомпрессорная|ле- |ле- |дав- |газа |газа |сжатия|сжатия|ратура |фициенстанция
|ние |ние |ления| Ткр, | Ркр, | Тпр= | Рпр= |сжатия |та сжа|про-|про-|сжа- |град.К| кгс/ | Тср/ | Рср/ | Тср, |тия,Zср
|цес-|цес-|тия |
| см2 | Ткр | Ркр |град.К |
|са |са |Рср, |
|
|
|
|
|
|сжа-|сжа-|кгс/ |
|
|
|
|
|
|тия |тия |см2 |
|
|
|
|
|
|Р1, |Р2, |
|
|
|
|
|
|
|кгс/|кгс/|
|
|
|
|
|
|
|см2 |см2 |
|
|
|
|
|
|
-------------+----+----+-----+------+------+------+------+-------+------1
| 2 | 3 | 4 |
5 |
6 | 7
| 8
|
9
| 10
-------------+----+----+-----+------+------+------+------+-------+------КС Дрокия
41
55
48
191,5
45,8 1,53
1,05
297,13 0,905
КС Тирасполь
61
76
68,5 191,5
45,8 1,58
1,5
303,13 0,88
КС Вулканешть 36
56
46
191,5
45,8 1,33
1,004 254,6
0,85
КС Шолданешть 36
56
46
191,5
45,8 1,33
1,004 254,6
0,85
-------------+----+----+-----+-------+-----+------+------+-------+------Примечание: Приведенные в таблице данные представлены эксплуатирующими организациями "Молдоватрансгаз" и "Тирасполтрансгаз"
2.3. Нормирование расхода природного газа на технологические
нужды и технические потери компрессорного цеха
На этапе нормирования расходов газа на технологические
технические потери компрессорного цеха, используется формула:
нужды
и
Bтн = b'тн х Nе х m х t х Kр
(9)
где:
Втн - расход газа на технологические нужды и технические потери, м3
b'тн - исходная индивидуальная норма расхода природного газа на
технологические нужды и потери, м3/кВтч.;
Nе
- номинальная мощность ГПА, кВт;
m
- число установленных в цехе ГПА, шт;
t
- продолжительность отчетного периода работы ГПА, часы;
Кр
- коэффициент давления, учитывающий рабочее давление в газопроводе.
При
проектном давлении
в газопроводе 5,6 МПа, Кр = 1, при давлении
7,6
МПа, Кр = 1,36.
Для более точных расчетов, при составлении балансов за отчетный
период, в формулу (9) вместо b'тн может быть использована индивидуальная
норма на эти
нужды bтп которая определяется как сумма исходных
индивидуальных норм: на пуски и остановки ГПА - b'по, на эксплуатацию и
техническое
обслуживание
технологических
аппаратов -b'то
и
на
технологические потери - b'тп, значение которых приведены в Табл. 5 с
корректировкой их при помощи поправочных коэффициентов, учитывающих
отклонение эксплуатационных условий от расчетных:
bтп = Кр х (К2нар х b'по + Кзнар х b'то + К4нар х b'тп)
(10)
где:
К2нар, К3нар, К4нар - коэффициенты наработки, учитывающие продолжительность работы ГПА.
Коэффициент наработки
К2нар
учитывает
влияние
наработки
компрессорного
цеха на интенсивность операций пуск-остановка ГПА.
Согласно статистическим данным для наработки 0-12 тыс. ч. коэффициент
наработки К2нар=1,5, для диапазона 12-25 тыс. ч, К2нар=1,2 и для
наработки свыше 25 тыс. ч., К2нар=1. Коэффициент наработки
К3нар
учитывает влияние наработки цеха на периодичность и продолжительность
продувок пылеуловителей. При наработке до 12 тыс. часов, К3нар=1,2,
свыше 12 тыс. ч., K3нар=1,0. Если выпадение жидких фракций превышает 1
г/м3, допускается увеличивать этот коэффициент до 50 %.
Коэффициент наработки К4нар, учитывает увеличение технических потерь
газа, связанное с ухудшением технического состояния запорной арматуры.
Для диапазона наработки 0 - 25 тыс. ч. коэффициент К4нар = 1,0, для
наработки 25 - 50 тыс.ч., К4нар = 1,1 и для наработки свыше 50 тыс.ч.,
коэффициент К4нар = 1,2.
Значения исходных индивидуальных норм расхода природного газа на
технологические
нужды и технические потери в компрессорных цехах
приведены в Табл. 5.
Таблица 5. Исходные индивидуальные нормы расхода природного газа
на технологические нужды и технические потери компрессорных цехов
------------+--------------------+------------+------------+-----------|
b'тн
|
|b'то,м3/кВтч|
Тип агрегата|-------+------------|b'по,м3/кВтч|
|b'тп,м3/кВтч
|м3/кВтч|кг.у.т./кВтч|
|
|
------------+-------+------------+------------+------------+-----------ГПА-Ц-6.3В
0.0172
0.0197
0.0003
0.0037
0.0127
ГТН-16
0.0089
0.0101
0.0002
0.0030
0.0052
СТД-4000-2
0,0312
0,0356
0,0014
0,0069
0,0219
------------+-------+------------+------------+------------+-----------Исходные индивидуальные
нормы при известных расходах газа
на
соответствующие нужды могут быть определены и аналитически по следующим
формулам:
Впо
b'по = -------------(11)
Nе х m х t
где:
Впо - расход газа
ГПА, м3;
Вто
b'то = -------------Nе х m х t
(12)
Втп
b'тп = -------------Nе х m х t
(13)
на пуски, остановки и изменение
режимов
работы
Вто - расход газа на эксплуатацию и техническое обслуживание установок и аппаратов, м3;
Втп - потери (утечки) газа в коммуникациях цеха, м3.
nро - удельное число остановок ГПА на единицу календарного времени;
t
- продолжительность отчетного периода, сутки;
m
- число установленных в цехе ГПА, шт.
Расход газа (Впо) на пуски, остановки и изменение режимов работы ГПА
определяется по формуле:
Впо = ((Втд + Впрод + Встрав + Виг) х nро + Врр) х t x m
(14)
где:
Втд
- расход газа на работу турбодетандера в режиме холостого
хода (если требуется по инструкции при остановке ГПА), м3;
Впрод - расход газа на продувку контура нагнетателя при пуске ГПА,
м3;
Встрав - расход газа на стравливание из контура нагнетателя при
остановке ГПА, м3;
Виг
- расход импульсного газа в режиме пуска и остановке ГПА, м3;
Врр
- расход импульсного газа для управления силовым приводом
кранов и пневматических устройств КИП и А при изменении
режимов ГПА.
Нормы объемов расхода газа по видам затрат при эксплуатации
установленных на КС Республики Молдова приведены в Табл. 6.
ГПА
Таблица 6. Нормы объемов расхода газа по видам затрат
при эксплуатации ГПА
----------------------------------------+-----------+--------+----------Параметры
| ГПА-Ц-6.3 | ГТН-16 | СТД-4000-2
----------------------------------------+-----------+--------+----------Расход газа на работу турбодетандера, м3
500
9000
0
Геометрический объем стравливаемого коллектора нагнетателя, м3
14,0
32,5
12,1
Расход газа на продувку контура нагнетателя при пуске, м3
40
100
40
Расход газа на стравливание из контура
700
1800
600
нагнетателя при остановках, м3
----------------------------------------+-----------+--------+----------Расход природного газа Врр, необходимого на управление силовых
приводов кранов и пневматических устройств при изменение режимов работы
ГПА определяется по формуле:
k
Врр = сумма qi x ti x ni
i=1
(15)
где:
qi - объем газа, стравливаемого в атмосферу из дросселей,
пневморегуляторов, м3/ч (смотри Табл.7);
ni - количество работающих регуляторов данного типа, шт;
k
- количество типов аппаратов;
ti - количество часов работы регулятора i-го типа за сутки (месяц,
год);
Таблица 7. Расход газа пневморегуляторами
-----------------------+----------------+-----------+-------------------Тип регулятора
|
Показатели
|
Расход |
Примечание
|
| газа,м3/ч |
-----------------------+----------------+-----------+-------------------04
Рвх > 1,2 МПа
0,5
Регулятор косвенного
Рвых > 0,6 МПа
действия
РД (РД-4; РД-6; РД-8;
Работают от газа
0,5-0,6
Регулятор косвенного
РД-16; РД-25; РД-30;
под давлением
действия
РД-40)
0,11-0,12 МПа.
-----------------------+----------------+-----------+-------------------Расход газа на эксплуатацию и техническое обслуживание установок
аппаратов КС Вто определяется по формуле:
Вто = Впр + Втех.обс
и
(16)
Расход газа на продувку Впр определяется расчетным путем по формуле:
1
1
Bпр = К х d x P x --- x ---- x t x n
ыZ
24
(17)
где:
нм3
К = 0,98 ------------- - коэффициент расхода при истечение через
мин х кгс/см2
отверстие диаметром в 1 см;
d
Р
Z
t
n
-
диаметр отверстия через которое производится продувка, см;
среднее давление газа при продувки, кгс/см2;
коэффициент сжимаемости газа;
продолжительность продувки, мин.;
количество продувок, штук.
Bтех.обс = Pср х Vуст
где:
Vуст - геометрический объем пылеуловителей, сепараторов,
водов коммуникаций компрессорных станций, м3.
(18)
трубопро-
Учитывая технические характеристики установленных ГПА в цехах КС
Тирасполь и Дрокия, и реальные условия их эксплуатации, расчетная формула (9) упрощается и принимает следующий вид:
- для КС Тирасполь
Втп = 1149 х t
(19)
- для КС Дрокия
Втп = 305,5 х t
(20)
2.4. Расход газа на производство тепловой энергии
для нужд компрессорных станций
Расход природного газа на производство тепловой энергии котельными,
определяется по показаниям приборов учета расхода газов, а в их
отсутствии на основании планового расхода тепловой энергии, используемой
на все производственные нужды КС и рассчитанной в соответствии с
нормативными документами и продолжительностью отопительного периода
(Табл. 9) с учетом КПД установленных в котельных котлов.
III. НОРМИРОВАНИЕ РАСХОДА ГАЗА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫ
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ (ГРС)
Расход газа на технологические нужды ГРС определяются по формуле:
Втн = Вто + Впрод + Водор + Врев + Вэкс.приб + Bk
(21)
где:
Вто
- расход газа на эксплуатацию и техническое обслуживание
пылеуловителей и других установок ГРС, м3;
- расход газа, необходимого для продувки участков газопроводов с целью освобождения их от конденсата, воды и пыли, м3;
Водор
- расход газа на заправку одоризационных установок, м3;
Врев
- расход газа при ревизии и замене диафрагм в пунктах
замера расхода газа, м3;
Вэкс.приб - расход газа, необходимого для
эксплуатации приборов
КИПиА, м3;
Bk
- расход газа на отопление помещений ГРС и подогрев
газа, м3.
Впрод
Вто = Bпpoд + Втех.обс
Впрод
- расход газа на продувку
ников;
пылеуловителей,
(22)
конденсатосбор-
Впрод = b'пк х nпу х tдн
b'пк
nпу
tдн
(23)
- индивидуальная норма расхода газа на одну
продувку
пылеуловителей определяется, м3:
- количество
установленных пылеуловителей, конденсатосборников, шт.;
- продолжительность отчетного периода, сутки.
b'пк = b'1пк х Кр х Кт х Ке + b'2пк х Кгф х Ку
(24)
где:
b'1пк и b'2пк - исходные индивидуальные
нормы расхода газа
на
продувку пылеуловителей, конденсатосборников и на
дегазацию конденсата и воды, м3 (смотри Табл. 8).
Таблица 8. Исходные индивидуальные нормы расхода газа на
одну продувку пылеуловителя, конденсатосборника
--------------------------------+------------+-----------+------------Диаметр продувочного
|
25
|
50
|
75
отверстия, мм
|
|
|
--------------------------------+------------+-----------+------------b' 1пк, м3
23.7
98.8
247
b' 2 пк, м3
58.7
58.7
58.7
--------------------------------+------------+-----------+------------Кр
Рн
Zср
Кт
- коэффициент, учитывающий отклонение фактического
давления газа Рср в пылеуловителе от номинального.
Рср
Kp = 0,9 х ----- х Zср
(25)
Рн
- номинальное давление по проекту, кгс/см2;
- коэффициент сжимаемости (определяется по номограмме рис.1);
- коэффициент, учитывающий
отклонение
фактической средней
температуры Тср от номинальной, определяется по формуле:
Кт = 293/Тср
Ке
среднего
(26)
- коэффициент, учитывающий отклонение среднего
фактического
времени Tср закрытия задвижек или крана от номинального, t'
определяется по формуле:
Ке = Тср/t',
t' = 10 сек
(27)
Кг.ф - коэффициент, учитывающий влияние параметров
газовый фактор:
0,0164Рср
Кгф = ---------------Zср х Рном
Ку
Vк
продувки
Рср
Vср
(28)
- коэффициент, учитывающий объем удаленного стабильного
конденсата:
Ky = Vк/Vко,
Vко = 1м3
- объем удаленного конденсата при продувке, м3;
В тех.обс = nду х Рср х Vпу
на
(29)
(30)
- среднее давление газа в пылеуловителе, конденсатосборнике,
кгс/см2;
- геометрический объем пылеуловителей, конденсатосборников, м3;
Впрод = A x F х Pcp x tпрод
(31)
где:
А = 296 - коэффициент продувки, м х см2/кгс х с
F
- площадь сечения труб, свечей через которые производится
выпуск газа из газопровода, м2;
Pсp
- среднее давление газа в трубе перед продуваемым сечением
при докритическом режиме истечения, кгс/см2;
tпрод - продолжительность продувки, с.
Водор = 71,8 х Gодор
71,8
Goдоp
(32)
- исходная индивидуальная норма расхода газа в т3 при заливке
1 тонны одоранта;
- количество заливаемого одоранта, гр.
При расчете объемов газа (Врев) расходуемых при ревизии или замены
диафрагм на пунктах замера расхода газа следует учитывать
следующие
статьи расхода:
а) объем газа, удаляемого из участка газопровода от крана на входе
в замерную нитку до крана на выходе из нее, определяется но
формуле
(53) из данной методики;
б)
объем газа расходуемого для удаления воздуха из газопроводов
на участке от крана на входе в замерную нитку до крана на выходе из
нее, определяется как удвоенный геометрический объем этого участка (в
м3), или по формуле (57) данной методики;
в) объем газа, подаваемого
потребителям - в случае подачи
без
его учета
мимо
пункта
замера газа (при наличие на ГТС одной
замерной нитки),
определяется по среднестатистическому расходу газа
за время подачи
газа (например, за 5-7
суток) через
замерный
пункт
в аналогичное время суток или по показаниям приборов учета
расхода газа потребителя.
Расход природного газа (Вэкс.приб.) на работу командных приборов КИП,
датчиками систем автоматики и телемеханики определяется по паспортным
данным, а при
их отсутствии - по данным экспериментальных
замеров.
Общий расход газа на работу всех командных приборов определяется
по
формуле:
Вэкс.приб. = q пр x n x t
(33)
где:
q пр - удельный расход газа по паспортным данным одного
м3/ч;
n
- число работающих приборов за квартал или год;
прибора,
t
- число часов, отработанных приборами в среднем за квартал или
год.
Расход газа для отопления помещений газораспределительных станций
определяется по показаниям приборов учета расхода газа. В случае их
отсутствия расход газа следует определять путем детального расчета
теплопотерь согласно требованиям СНиП 2.04.05-91. Дня оценочных расчетов
данных расходов может быть использована следующая формула
р
Bк = G х 1000000 /Qн
где: G
х n
(34)
- плановая потребность в теплоте, ккал;
р
Q н
n
ккал
- низшая теплотворная способность газов, -------;
м3
- КПД установленного котла.
G = g х tк
(35)
где: g
- номинальная часовая теплопроизводительность установленного
котла Гкал (берется из паспортов);
tк - продолжительность работы котла, в час (принимается по
продолжительности отопительного периода, см. Табл. 9):
Расход
газа
Вог
на
его
подогрев
в теплообменниках
перед редуцированием, определяется
по
показаниям приборов
учета
расхода газа (газовых счетчиков).
При отсутствии
газовых счетчиков
данный расход определяется по формуле:
Vr x p x cp x дельта t
Bог = ---------------------p
Q н х n
(36)
где: Vr
p
Ср
- подвергаемый подогреву объем газа, м3/ч;
- плотность газа, кг/м3;
- удельная теплоемкость газа при постоянном давлении, ср =
2,5 кДж/кг град.С;
дельта t - разность температур газа в теплообменнике, град.С;
р
Q н
- низшая теплотворная способность газа, кДж/м3;
n
- КПД подогревательной установки.
Таблица 9. Основные климатологические данные для расчета
потребностей в теплоте на отопление и вентиляцию
-----------------+-----------------+-----------------------------------Населенный пункт |Продолжительность| Температура наружного воздуха,
| отопительного
|
град.С
| периода, суток |-------------+---------------------|
|Расчетная для|
Средняя за
|
|отопления
| отопительный период
-----------------+-----------------+-------------+---------------------Кишинэу
166
-16
+0,6
Бельцы
172
-18
+0,2
Комрат
164
-16
+0,8
-----------------+-----------------+-------------+---------------------IV. РАСХОД ГАЗА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ
ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ.
Расход
газа
на
технологические
нужды
линейной
части
Влч
магистральных газопроводов определяется по формуле:
Влч = Воч + Впрод + Взап + Врем
(37)
где: Воч
- расход газа на периодическую очистку магистральных
газопроводов очистными устройствами, м3;
Впрод - расход газа на продувку магистральных газопроводов, м3;
Взап - расход газа на заправку метанолъных установок, м3;
Врем - расход газа при стравливание из отдельных участков
газопроводов, коммуникаций и аппаратов при ликвидации
гидратообразований, профилактических ремонтах, ревизиях, замене арматуры, м3.
Воч = bоч х nоч
(38)
где: bоч - индивидуальная
норма расхода
газа на одну очистку
газопровода при фактических параметрах очистки, м3.
nоч - количество очисток магистральных газопроводов.
bоч = b'оч (0,9 х Кр х Кт х Кl + 0,1) + b'оч1 х Кгф х Vк
(39)
где: b'оч
- норма расхода при стравливание газа из камер приема,
запуска поршня и участка газопровода после остановки
КС и открытия свечи, м3, (принимается по Табл. 10);
b'оч1 - норма расхода газа при дегазации конденсата и воды,
удаленных в процессе очистки, м3, (Табл. 10).
Таблица 10. Индивидуальные нормы расхода газа на очистку
газопроводов
------------------------------------+--------+-------+--------+--------Внутренний диаметр газопровода, мм |
700 | 800 | 1000 | 1200
------------------------------------+--------+-------+--------+--------b'оч, тыс. нм3
26.73
34.87
54.67
78.87
b'оч1, тыс. нм3
5.87
5.87
5.87
5.87
------------------------------------+--------+-------+--------+--------0,9 х Рср
Kp = ----------(40)
55 х Zср
Pср - среднее давление газа на участке газопровода на
момент подхода поршня, кгс/см2;
Кт - коэффициент, учитывающий отклонение фактической
газа на входе КС от номинальной:
входе
КС в
температуры
Кт = 293/Тср
(41)
Кl - коэффициент, учитывающий изменение фактического расстояния (Е)
от пункта нахождения поршня до камеры приема в момент остановки
КС или вывода ее на кольцо от требуемой (Ео) по инструкции;
Kl = E/Eo
(42)
Кгф - коэффициент, учитывающий влияние параметров продувки на газовый фактор.
0,0164 х Pср
Кгф = ---------------- ,
Zср х Pо
Vк
Ро=1,033 кгc/cm2
(43)
- объем удаленного конденсата, м3.
Впрод = bпрод х L
(44)
L - длина эксплуатируемых газопроводов, км.
bпрод - индивидуальная норма расхода газа на продувку 1км участка
эксплуатируемого газопровода через свечи, м3/км.
bпрод = b'прод х Кпрод х Кz х Кт
b'прод - исходная индивидуальная норма расхода газа
участка (Табл. 11).
(45)
на продувку 1км
Таблица 11. Исходная и ндивидуальная норма расхода газа
на продувку газопроводов
------------------------------------+------+------+------+------+------Внутренний диаметр газопровода, мм | 500 | 700 | 800 | 1000 | 1200
------------------------------------+------+------+------+------+------b'прод, тыс.нм3/км
2,22
4,42
5,76 9,04
13,04
------------------------------------+------+------+------+------+------Кпрод - коэффициент, учитывающий фактическое снижением
продувке.
Кпрод = Р/Ро
давления при
(46)
Р - снижение давления газа, кгс/см2.
Кz = 0,9/Zср
Расход газа на
формуле:
заправку
метанольных
устройств
Взап = bзап х n
(47)
определяются
по
(48)
где: n
- количество заправок;
bзап - индивидуальная норма расхода газа при заливке метанола:
bзап = b'зап х Кр х Кт
(49)
b'зап - исходная индивидуальная норма расхода газа при заливке
1т метанола составляет 71.8 нм3;
Кр и Кт - коэффициенты, учитывающие
отклонение фактического
давления и фактической температуры от номинальной,
соответственно определяются по формулам:
0,9 х Рср
Кp = -------------(55 х Zср)
Кт = 293/Тср
(50)
(51)
где: Zср - коэффициент сжимаемости (рис 1).
В процессе эксплуатации магистральных газопроводов часто возникает
необходимость остановки отдельных участков с целью врезки к ним отводов,
тройников, перемычек, кранов, замены неисправных кранов, ликвидации
свищей, профилактических ремонтов, ревизий и т.д.
Эти работы как правило производятся с применением огневых способов,
поэтому в этих случаях приходится отключать участки газопроводов и
стравливать в атмосферу большое количество газа.
1. Расход газа в тыс. м3 при продувке одного или нескольких участков
газопровода определяются по формуле:
Q1 + Q2 + Q3
Qпр = --------------
(52)
1000
где: Q1 - расход газа на опорожнение данного участка газопровода при
подготовке его к продувке, м3;
Q2 - расход газа непосредственно на продувку, м3;
Q3 - расход газа на вытеснение воздуха из продутого участка
после завершения продувки, м3.
2. Расход газа на опорожнение продуваемого участка от газа высокого
давления определяется по формуле:
Pн
Рк
Q1 = 0,995 x V x ( ---- - ---- )
(53)
Zн
Zк
где: V - геометрический объем данного участка газопровода, м3;
Рн - среднее абсолютное давление газа перед началом работы,
кГс/см2;
Рк - среднее абсолютное давление газа после опорожнения участка,
кГс/см2;
Zн и Zк - соответствующие коэффициенты сжимаемости.
3. Расход газа,
используемый
непосредственно
на
продувку,
складываются из расхода газа при режиме докритического
истечения
икр
кр
(Q2 ) и расхода газа при режиме критического истечения (Q2 ):
икр
кр
Q2 = Q2
+ Q2
(54)
Некритическое истечение наблюдается как до режима критического
истечения, так и после него (до и после закрытия крана).
4. Расход газа
для продувки в режиме некритического истечения
определяется по формуле;
икр
Q2
= 110 х F х P2 х Т2
(55)
где: F
- площадь сечения трубы, через которую производится продувка, м2;
Р2 - давление газа перед
сечением
трубы, через
которое
производится продувка, кГс/см2;
Т2 - суммарное время продувки при некритическом истечение, с.
5. Расход газа
по формуле:
при продувке в режиме критического истечения находят
кр
Q2 = 296 х F х P2 х Tкр
(56)
где: Ткр - время продувки при критическом истечение, с.
6. Расход газа
на
вытеснение
газопровода находят по формуле:
воздуха
из
продутого
Q3 = 0,995 x V x (P4 - Pатм)
участка
(57)
где: Р4 - среднее давление на участке газопровода после вытеснения
воздуха, кГс/см2.
Определение расхода
газа
на
продувку
газопровода
с
помощью
работающей КС производится по формуле:
кс
Рн
Рк
Qпр = 0,995 х V х (---- - ----) + q х Ткс
Zн
Zк
где: q - производительность
м3/мин
ГПА,
работающих
для
(58)
целей
продувки,
Пример. Определить расход газа на продувку участка газопровода с
помощью газа, аккумулированного на соседнем участке. Длина участка 18,3
км,
диаметр
трубопровода
Ду=1000 мм, Рн=56 кГс/см2, Рк=4 кГс/см2,
температура газа +7 град.С (280 град.К), коэффициенты сжимаемости газа
перед продувкой 0,860, после частичного опорожнения участка 0,985.
Геометрический объем участка - 14,35 тыс.м3.
Расход газа на опорожнение участка от газа определяют по формуле
(53):
56
4
Q1 = 0,995 х 14350 x (---- - -----) = 885, тыс.нм3
0,86
0,985
Расход газа на продувку при режиме некритического истечения через
колено Ду=1000 мм при P2=2 кГс/см2 в течение 120 сек.(из которых 65 сек
- затрачено на переход к режиму критического истечения, а 55 сек - на
завершение
продувки
после
прекращения
критического
истечения)
вычисляются с помощью формулы (55):
икр
Q2 = 110 х 0,785 х 2 х 120 = 20,8, тыс.нм3
1. Расход газа на продувку в режиме критического истечения в течение
4 минут при Р2 =4 кГс/см2 находим по формуле (56):
кр
Q2 = 296 х 0,785 х 4 х 240 = 225, тыс.нм3
2. Расход газа
на
вытеснение
газопровода по формуле (57):
воздуха
из
продутого
участка
Q3 = 0,995 х 14350 x (2,5 -1) = 21,4, тыс.нм3
3. Суммарный расход
газопровода составляют:
газа
на
все операции
при
продувке
участка
икр
кр
Qпр = Q1 + Q2 + Q2 + Q3 = 1152,2 тыс.нм3
V. НОРМИРОВАНИЕ ПОТЕРЬ ГАЗА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
5.1. Потери в результате утечки газа из газопроводов
В принципе утечки газа из газопроводов в процессе эксплуатации
недопустимы, однако все-таки определенные потери из газопроводов и
оборудование существуют. Они возникают в основном вследствие действия
внутренней и внешней коррозии труб, износа трущихся частей линейных
кранов,
задвижек,
вентилей.
Практика
многолетней
эксплуатации
магистральных
газопроводов
показывает что эти потери в
среднем
приравниваются потерям газа из вновь построенных газопроводов. Согласно
существующей методики испытания газопроводов на плотность утечки газа
прямо пропорциональны площади поверхности газопроводов, давлению газа и
обратно пропорциональны температуре газа и определяется по формуле:
2
D ср х L х Pср
Qут = 1113,5 ----------------- x t
Tср х Zср
(59)
где:
1113,5
- коэффициент, учитывающий размерность входящих в формуле
параметров;
Dср
- средний диаметр газопроводов, м;
L
- длина газопроводов, км;
Рср и Tср - среднее давление и температура за рассматриваемый период, кгс/см2 и град.К, соответственно;
Zср
- средний коэффициент сжимаемости (определяемый по рис.1);
t
- период работы газопровода, сутки.
5.2. Расход газа при эксплуатации пневмоприводных кранов
Расход газа (в м3) при использовании в качестве рабочей среды для
управления пневмоприводных кранов природного газа, определяется по
формуле
k
Впн = сумма qi x ni x Кинт
(60)
i=1
где: qi
- объем газа, стравливаемого в атмосферу (в м3) на одно
срабатывание привода пневмокрана (смотри Табл. 12);
ni
- среднее количество
срабатываний
привода
крана за
расчетный период времени, шт;
k
- количество типов пневмокранов (пневмоприводов) данного
диаметра;
Кинт - средний коэффициент интенсивности (частоты) переключений
кранов данного типа.
Таблица 12. Расход газа при работе приводов пневмокранов
------------------------------+----------------------------------------Диаметр шарового крана,
|
Расход газа на одно
Ду, мм
|
срабатывание пневмокрана, м3
------------------------------+----------------------------------------50
0,034
80
0,067
100
0,16
150
0,50
300
1,12
400
1,0
700
2,8-5,5*
1000
5,0
1200
10,5
1400
8,0-15,5*
------------------------------+----------------------------------------* Примечание:
Изменение расхода зависит от конструкции
крана
различных фирм - изготовителей.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. В.А.Богдасаров. Потери газа в городском газовом хозяйстве. Л.,
1972., с.153.
2. В.А.Богдасаров. Аварийная служба городского газового хозяйства.
Л., 1975., с.406.
3. В.А.Богдасаров. Обслуживание и ремонт городских газопроводов. Л.,
1985., с.278.
4. Д.Б.Баясанов и др. Расчет и проектирование городских газовых
сетей среднего и высокого давления. М., 1972., с.202.
5. Ю.М.Белодворский. Утечки газа, их причины и устранения. Л.,
1965., с.148.
6. С.В.Варфоломеев. Учет и анализ утечки газа. М.,1968., с.28.
7. С.В.Варфоломеев и др. Справочник по проектированию, строительству
и эксплуатации систем газоснабжения. Киев, 1988., с.230.
8. А.И.Гордюхин. Эксплуатация газового хозяйства. М.,1983. с.333.
9. А.И.Гордюхин, Ю.А.Гордюхин. Измерения расходов и количества газа
и его учет. Л.,1987. с.208.
10. В.А.Динков и др. Повышение эффективности использования газа на
компрессорных станциях. М.,1981. с.296.
11. И.И.Капцов.
Сокращение
потерь
газа
на
магистральных
газопроводах. М.,1988. с.159.
12. К.Г.Кязимов. Эксплуатация и ремонт газовых сетей и оборудования
М.,1975. с.312.
13. К.Г.Кязимов. Основы газового хозяйства. М.,1981. с.318.
14. К.Г.Кязимов.
Эксплуатация и ремонт подземных газопроводов.
М.,1987. с.348.
15. Методическое указание по определению потерь природного газа в
городском газовом хозяйстве. Минск 1988., с.21.
16. Методика
определения
расходов
газа
на
технологические
(собственные) нужды предприятий газового хозяйства и мероприятия по их
экономии. РДМ. 204 3.14- 82, с.68.
17. Методические вопросы создания системы норм и нормативов. Под
ред. В.В.Соколова. М., Экономика 1983. с.96.
18. Методические
вопросы
нормирования
топливно-энергетических
ресурсов. Госплан СССР. НИИПН. М., 1977. с.87.
19. Методические
вопросы
нормирования
топливно-энергетических
ресурсов. Научные труды. М., 1977. с.118.
20. Е.А.Никитенко. Дальний транспорт газа. М.,1970. с.287.
21. Нормирование
расхода топлива при транспорте газа. Газовая
промышленность. N 7, 1989, с.45.
22. Нормирование расхода топлива, тепловой и электрической энергии.
Научные труды. НИИПН. М., 1997. с.142.
23. Нормирование расхода топливно-энергетических ресурсов. Сборник
научных трудов. М.,1986. с.136.
24. Нормирование расхода топливно-энергетических ресурсов. Под ред..
Я.М.Торчинского. Киев.,1986. с.92.
25. В.М.Плотников и др. Средства контроля и автоматизации объектов
транспорта газа. Л.,1985. с.210.
26. Правила безопасности
при
эксплуатации
магистральных
газопроводов. М.,1985. с.110.
27. Правила технической
эксплуатации магистральных газопроводов.
М.,1989. с.142.
28. Правила безопасности в газовом хозяйстве. М.,1992. с.102.
29. Правила технической эксплуатации и требования безопасности труда
в газовом хозяйстве Российской Федерации. М.,1993. с.248.
30. СНиП 3.05.02-88. Газоснабжение. М., 1994. с.54.
31. Справочник работника магистрального газопровода. Под ред. С.Ф.
Бармина. М.,1975. с.396.
32. Г.Г.Шишко, П.М.Енин. Потери природного газа при эксплуатации
систем газоснабжения. Киев, 1991., с.96.
33. Г.Г.Шишко. Экономия природного газа в условиях Украинской ССР.
Учебное пособие. Киев, 1990., с.78.
34. Legea Republicii
Moldova privind transportul prin conducte
magistrale. (Nr.592-XIII din 26.09.1995 şi promulgată de Preşedinte la
16.01.1996) p.10.
35. Gabriel Gheorghe. Exploatarea reţelelor şi instalaţiilor de
gaze. Bucureşti, 1975, p.451.
36. Nicolae Drăgotescu.
Transportul pe conducte al
ţiţeiului,
gazelor şi produselor petroliere. Bucureşti, 1961, p.579.
37. Ежегодный бюллетень СТАТИСТИКИ ГАЗА для Европы и Северной
Америки. Женева, ООН 1993-1995. с.134.,140., 130.
38. Р.Д. 50-213-80 "Правила измерения расхода газов
стандартными сужающими устройствами".
из
жидкостей
__________
Национальное агентство по регулированию в энергетике
Постановление N 24 от 28.07.2000 об утверждении Методики нормирования расхода газа на технологические
нужды и технические потери при транспорте газа по магистральным газопроводам Республики Молдова
//Мониторул Офичиал 98-101/290, 10.08.2000