ООО «НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ -
ВНИИГАЗ»

МЕТОДИКА
ОПРЕДЕЛЕНИЯ НОРМ РАСХОДА
И НОРМАТИВНОЙ ПОТРЕБНОСТИ В ПРИРОДНОМ ГАЗЕ
НА СОБСТВЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫ
МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА

РД 153-39.0-112-2001

МОСКВА 2001

ПРИКАЗ

26 декабря 2001 г.

№ 373

г. Москва

О введении в действие Методики определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа (РД 153-39.0-112-01)

Руководящий документ «Методика определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа» (РД 153-39.0-112-01) разработан научно-исследовательским институтом природных газов и газовых технологий ООО «ВНИИГАЗ».

В целях установления единых правил планирования нормативного расхода природного газа, используемого на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа в организациях и предприятиях топливно-энергетического комплекса Российской Федерации независимо от форм собственности и ведомственной подчиненности, для обеспечения рационального и экономного использования природного газа на всех технологических уровнях транспорта газа приказываю:

1. Принять и ввести в действие с 1 января 2002 г. руководящий документ «Методика определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа» (РД 153-39.0-112-01).

2. Поручить ООО «ВНИИГАЗ» (по согласованию):

2.1. Оказывать предприятиям и организациям ТЭК методическую помощь по внедрению РД 153-39.0-112-01 (тел. 095-355-93-01, 095-355-95-07);

2.2. Издание и распространение РД 153-39.0-112-01 (тел. 095-355-93-01, 095-355-95-07).

3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя Министра Устюжанина Г.С.

Министр                                                                                 И.Х. Юсуфов

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН	Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»
2 ВНЕСЕН	Департаментом газовой промышленности и газификации Минэнерго России; Управлением науки, новой техники и экологии ОАО «Газпром»; Управлением транспортировки газа и газового конденсата ОАО «Газпром»
3 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ	Приказом Минэнерго России № 373 от 26 декабря 2001 г.
4 ВЗАМЕН	Инструкции по расчету норм и нормативной потребности в топливе и электроэнергии для транспорта газа. М.: ВНИИГАЗ, 1990.
5 УЧТЕНЫ	Требования Налогового кодекса РФ (часть вторая) от 05.08.2000 г. № 117-ФЗ, а также Постановление Правительства РФ от 22.01.2001 г. № 45 «О порядке утверждения нормативов использования газодобывающими и газотранспортными организациями природного газа на собственные технологические нужды».
6 ИСПОЛНИТЕЛИ	Г.С. Акопова, И.В. Барцев, А.В. Василенко, В.И. Дочин, В.И. Ефанов, С.Ф. Жданов, Ю.В. Забродин, А.Н. Калужских, Е.В. Леонтьев (руководитель темы), Ю.Г. Мутовин, Ю.Н. Синицын, И.А. Трегубов, В.А. Щуровский, Г.А. Хворов.

СОДЕРЖАНИЕ

Руководящий документ

Дата введения

2002.01.01

1 Область применения

Руководящий документ (далее - РД) устанавливает единые правила планирования нормативного расхода природного газа, используемого на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа в организациях и предприятиях топливно-энергетического комплекса независимо от форм собственности.

РД позволит обеспечить рациональное и экономное использование природного газа на всех технологических уровнях транспорта газа.

2 Нормативные ссылки

В настоящем РД использованы ссылки на следующие нормативные документы:

ГОСТ Р 51750-2001 Энергосбережение. Методика определения энергоёмкости при производстве продукции и оказании услуг в технологических энергетических системах. Общие определения.

ГОСТ 30167-95 Ресурсосбережение. Порядок установления показателей ресурсосбережения в документации на продукцию.

ГОСТ Р 51541-99 Энергосбережение. Энергетическая эффективность. Состав показателей.

Налоговый кодекс РФ (часть вторая), утвержденный Федеральным законом от 05.08.2000 г. № 117-ФЗ (в редакции Федеральных законов от 29.12.2000 г. № 117-ФЗ, от 07.08.2001 г. № 118-ФЗ и от 08.078.2001 г. № 126-ФЗ).

Постановление Правительства РФ от 22.01.2001 г. № 45 «О порядке утверждения нормативов использования газодобывающими и газотранспортными организациями природного газа на собственные технологические нужды».

ВРД 39-1.10-006-2000 Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов.

ОНТП 51-1-85 «Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы».

3 Сокращения

АВО - аппарат воздушного охлаждения

ГПА - газоперекачивающий агрегат

ГИС - газоизмерительная станция

ГРС - газораспределительная станция

ГТУ - газотурбинная установка

ГТП - газотранспортное предприятие

ДКС - дожимная компрессорная станция

КПД - коэффициент полезного действия

КС - компрессорная станция

КЦ - компрессорный цех

ЛПУМГ - линейно-производственное управление магистрального газопровода

МГ - магистральный газопровод

СОГ - станция охлаждения газа

СТН - собственные технологические нужды транспорта газа

ТЭР - топливно-энергетические ресурсы

ЦБН - центробежный нагнетатель

ЭСН - электростанция собственных нужд

4 Определения

В настоящем РД использованы следующие термины с соответствующими определениями.

4.1 В соответствии с Налоговым кодексом РФ (часть вторая, раздел 8, глава 22, статья 183, пункт 1, подпункт 9) не подлежит налогообложению использование природного газа на собственные технологические нужды газотранспортных организаций в пределах нормативов, обусловленных технологиями подготовки и транспортировки газа.

4.2 Собственные технологические нужды транспорта газа - необходимый расход природного газа на основные и вспомогательные технологические процессы транспорта газа, обусловленный режимом эксплуатации газопроводов и техническими характеристиками оборудования.

Основные направления расхода газа на собственные технологические нужды транспорта газа: расход газа на технологические топливные нужды, расход газа на прочие технологические нужды, технологические потери газа.

4.3 Расход газа на технологические топливные нужды (топливный газ) - природный газ, расходуемый в качестве топлива ГПА на компримирование.

4.4 Расход газа на прочие технологические нужды - природный газ, необходимый для проведения прочих технологических операций по поддержанию требуемого режима эксплуатации газопроводов.

4.5 Технологические потери газа - неизбежные потери природного газа, связанные с принятой схемой и технологией транспортировки газа и обусловленные степенью совершенства технологии и качеством оборудования.

Более подробно основные направления расхода природного газа на собственные технологические нужды транспорта газа приведены в приложении А.

4.6 Нормативы расхода природного газа на собственные технологические нужды в соответствии с 4.2, 4.3, 4.4, 4.5 - научно и технически обоснованные величины норм расхода природного газа, устанавливаемые в нормативной документации, характеризующие предельно допустимые значения потребления природного газа на единицу полезной работы объекта при регламентированных условиях эксплуатации в планируемый период (ГОСТ Р 51750).

4.7 В качестве измерителя полезной работы объектов в транспорте природного газа используют:

- при нормировании расхода топливного газа в КЦ на компримирование - политропную работу сжатия;

- при нормировании расхода природного газа на прочие технологические нужды КЦ и технические потери - условную номинальную работу КЦ: произведение номинальной мощности ГПА на число ГПА в КЦ и на продолжительность планируемого периода;

 - при нормировании расхода природного газа на собственные технологические нужды в ГТП и в подотрасли «Транспорт газа» - товаротранспортную работу.

4.8 Индивидуальная норма (норматив) расхода топливного газа на компримирование в КЦ с газотурбинным приводом - научно и технически обоснованная норма расхода природного газа, характеризующая предельно допустимое потребление природного газа для конкретного типа ГПА на 1 кВт×ч политропной работы сжатия применительно к фактическим условиям работы КЦ (ГОСТ Р 51750).

4.9 Индивидуальная норма (норматив) расхода природного газа на прочие технологические нужды КЦ - научно и технически обоснованная норма расхода природного газа, характеризующая предельно допустимое потребление природного газа по типу ГПА на 1 кВт×ч условной номинальной работы КЦ (ГОСТ Р 51750).

4.10 Индивидуальная норма (норматив) технологических потерь природного газа в КЦ - научно и технически обоснованная норма потерь природного газа, характеризующая предельно допустимые потери природного газа в КЦ, приходящиеся на 1 кВт×ч условной номинальной работы КЦ (ГОСТ Р 51750).

4.11 Индивидуальная норма (норматив) технологических потерь природного газа на линейной части газопровода - научно и технически обоснованная норма потерь природного газа, характеризующая предельно допустимые неизбежные потери природного газа на линейной части, отнесенные к объему (запасу) природного газа в газопроводе для конкретного диаметра газопровода (ГОСТ Р 51750).

4.12 Основным методом определения индивидуальных норм (нормативов) по отдельным направлениям расхода газа на собственные технологические нужды является расчётно-аналитический метод с использованием паспортных характеристик и опытно-статистических данных о действительных расходах (потерях) газа по этим направлениям в различных эксплуатационных условиях (таблицы 1 - 6).

4.13 Нормы расхода природного газа на собственные технологические нужды газотранспортного предприятия, подотрасли «Транспорт газа» - удельные показатели расхода природного газа для производства единицы товаротранспортной работы при регламентированных условиях эксплуатации объекта в планируемый период (ГОСТ 30167). Рассчитываются на основе соответствующих нормативных потребностей в природном газе на собственные технологические нужды.

4.14 Нормативные потребности КЦ, КС, ЭСН, СОГ, ЛПУМГ, ГТП, подотрасли «Транспорт газа» в газе на собственные технологические нужды - абсолютные показатели расхода природного газа, используемого на собственные технологические нужды объектом за плановый период (ГОСТ Р 51541). Рассчитываются на основе соответствующих индивидуальных норм (нормативов).

5 Обозначения

Н_тг⁰ - Индивидуальная норма расхода топливного газа на компримирование для КЦ с газотурбинным приводом

Н_тг^кц - Норма расхода топливного газа на компримирование для КЦ с газотурбинным приводом

Н_гтн⁰ - Индивидуальная норма расхода природного газа на прочие технологические нужды КЦ

Н_гтн^кц - Норма расхода природного газа на прочие технологические нужды КЦ

Н_пг⁰ - Индивидуальная норма технологических потерь природного газа в КЦ

Н_пг^кц - Норма технологических потерь природного газа в КЦ

Н_пглч⁰ - Индивидуальная норма технологических потерь природного газа на линейной части

Н_эсн⁰ - Индивидуальная норма расхода природного газа на выработку электроэнергии на ЭСН

Н_гстн^гтп - Норма расхода природного газа на собственные технологические нужды ГТП

Н_гстн^отр - Норма расхода природного газа на собственные технологические нужды подотрасли «Транспорт газа»

П_тг^кц - Нормативная потребность газотурбинного КЦ в топливном газе для компримирования

П_тг^кс - Нормативная потребность КС в топливном газе для компримирования

П_тг^сог - Нормативная потребность СОГ в топливном газе

П_тг^гтп - Нормативная потребность ГТП в топливном газе для компримирования

П_гтн^кц - Нормативная потребность КЦ в природном газе на прочие технологические нужды

П_гтн^кс - Нормативная потребность КС в природном газе на прочие технологические нужды

П_гтн^лч - Нормативная потребность ЛПУМГ в природном газе на технологические нужды линейной части

П_тг^эсн - Нормативная потребность в топливном газе для выработки электроэнергии на ЭСН

П_тг^к - Нормативная потребность в топливном газе для котельных

П_гтн^гтп - Нормативная потребность ГТП в газе на прочие технологические нужды

П_пг^кц - Нормативные технологические потери природного газа в КЦ

П_пг^кс - Нормативные технологические потери природного газа на КС

П_пг^лч - Нормативные технологические потери природного газа на линейной части ЛПУМГ

П_пг^гтп - Нормативные технологические потери природного газа в ГТП

П_гстн^гтп - Нормативная потребность ГТП в природном газе на собственные технологические нужды

П_гстн^отр - Нормативная потребность подотрасли «Транспорт газа» в природном газе на собственные технологические нужды

6 Расчёт норм расхода природного газа для собственных технологических нужд компрессорного цеха

6.1 Расчёт норм расхода топливного газа на компримирование

6.1.1 Норму расхода топливного газа на компримирование для КЦ с газотурбинным приводом Н_тг^кц, кг у.т./кВт×ч, определяют по формуле [1]:

Н_тг^кц = Н_тг⁰×К_к,                                                              (6.1)

где Н_тг⁰ - индивидуальная норма расхода топливного газа КЦ, кг у.т./кВт (таблица 1);

К_к - коэффициент коррекции, учитывающий конкретные условия работы КЦ.

6.1.1.1 Индивидуальная норма расхода топливного газа КЦ Н_тг⁰ определена для следующих условий:

- КПД ГТУ и центробежных компрессоров (нагнетателей) приняты с учетом поправок на допуски, нормируемое отклонение от оптимума и другие эксплуатационные факторы;

- номинальные атмосферные условия - по техническим условиям ГПА;

- схема работы неполнонапорных ГПА - последовательно-параллельная, двухступенчатая.

Таблица 1 - Индивидуальные нормы (нормативы) расхода топливного газа на 1 кВт×ч политропной работы сжатия КЦ

6.1.1.2 При наличии в цехе ГПА различных типов (модификаций) индивидуальную норму расхода топливного газа определяют по формуле

                                                    (6.2)

где  - индивидуальная норма расхода топливного газа для ГПА i-го типа (таблица 1), кг у.т./кВт×ч;

 - номинальная мощность ГПА i-го типа (таблица В.1, приложение В), кВт;

t_i - наработка ГПА i-го типа (всего I типов) за планируемый период, ч.

6.1.1.3 Коэффициент коррекции К_к определяют по формуле [2]

К_к = К_а×К_у,                                                                  (6.3)

где К_а - коэффициент, учитывающий влияние атмосферных условий и нормируемый уровень загрузки ГПА и рассчитываемый по формуле

К_а = 1,02 + 0,0025×(t_а + 5),                                               (6.4)

t_a - средняя температура атмосферного воздуха за планируемый период, °С, величины средней месячной, средней квартальной и средней годовой температуры воздуха для различных районов страны берут по справочным данным из таблицы В.3 (приложение В). При отсутствии в таблице В.3 сведений о температуре воздуха в районе расположения КС берется температура ближайшего пункта, приведенного в таблице В.3;

К_у - коэффициент, учитывающий влияние эксплуатации котлов-утилизаторов и вычисляемый по формуле [3]

К_у = 1 + 0,025 n_у/n_р,                                                      (6.5)

n_у/n_р - доля агрегатов с котлами-утилизаторами n_у от общего числа работающих в цехе агрегатов n_р.

6.1.2 Норму расхода топливного газа на компримирование для дожимных КЦ с газотурбинным приводом определяют аналогично КЦ магистральных газопроводов по формуле (6.1).

6.1.2.1 Коэффициент К_к для дожимных КЦ с газотурбинным приводом рассчитывают по формуле

К_к = К_а×К_у×К_дкс,                                                          (6.6)

где К_а, К_у рассчитывают по формулам (6.4), (6.5);

К_дкс - коэффициент, учитывающий влияние относительной загрузки ГПА и изменение КПД компрессора и определяемый по формуле

                                        (6.7)

Т_i - время работы ДКС по данной технологической схеме, год;

T_S - общий запланированный период работы ДКС по данной технологической схеме, год.

6.1.3 Норму расхода топливного газа Н_тг^кц*, м³/кВт×ч, для реального состава природного газа определяют по формулам

                                                        (6.8)

                                                      (6.9)

где Q_р^н - фактическая низшая теплота сгорания природного газа, ккал/м³ (6.8), кДж/м³ (6.9).

6.2 Расчёт нормы расхода природного газа на прочие технологические нужды КЦ

Норму расхода природного газа на прочие технологические нужды газотурбинных КЦ Н_гтн^кц, м³/кВт×ч, определяют по формуле [1]

Н_гтн^кц = Н_гтн⁰×К_р,                                                           (6.10)

где Н_гтн⁰ - индивидуальная норма расхода природного газа на прочие технологические нужды КЦ (таблица 2), м³/кВт×ч;

К_р - безразмерный коэффициент, учитывающий величину расчетного давления газопровода:

при 5,5 МПа (56 кг/см²)                    К_р = 1,0;

при 7,45 МПа (76 кг/см²)                  К_р = 1,36;

при 8,35 МПа (85 кг/см²)                  К_р = 1,52.

Величина Н_гтн⁰ определена при следующих расчетных условиях:

- проектное давление газопровода - 5,5 МПа (56 кг/см²);

- среднестатистические данные по надежности ГПА;

- паспортная величина расходов природного газа на пуск ГТУ;

- продувка установок очистки природного газа через общий коллектор;

- стравливание газа: установки очистки и охлаждения газа - 1 раз в год.

Таблица 2 - Индивидуальные нормы (нормативы) расхода природного газа на прочие технологические нужды КЦ

6.3 Расчёт нормы технологических потерь природного газа в КЦ Норму технологических потерь природного газа в КЦ Н_пг^кц, м³/кВт×ч, определяют по формуле [1]

Н_пг^кц = Н_пг⁰×К_р,                                                              (6.11)

где Н_пг⁰ - индивидуальная норма технологических потерь природного газа в КЦ, отнесенная к единице условной номинальной работы КЦ (таблица 3), м³/кВт×ч;

К_р - коэффициент, учитывающий величину расчетного давления газопровода, определяют аналогично 6.2.

Таблица 3 - Индивидуальные нормы (нормативы) технологических потерь природного газа в КЦ

7 Расчет нормативной потребности КЦ, КС, ГТП в топливном газе для компримирования

7.1 Порядок расчета нормативной потребности КЦ, КС, ГТП в топливном газе для компримирования

7.1.1 Подготавливают исходную информацию для расчёта:

- план по объему транспорта природного газа на планируемый период, детализированный по величинам поставок природного газа от источников и подачи потребителям;

- нормативные показатели технического состояния оборудования КС и линейной части;

- свойства транспортируемого природного газа значение температуры транспортируемого природного газа на выходе АВО, низшая теплота сгорания газа, плотность газа;

- средняя температура атмосферного воздуха за планируемый период.

7.1.2 Рассчитывают нормативный плановый режим транспорта природного газа на предстоящий период.

7.1.3 На базе нормативного планового режима определяют политропную работу сжатия каждого КЦ. Потребность КЦ в топливном газе для компримирования на планируемый период определяют на основе индивидуальных норм расхода топливного газа и политропной работы сжатия КЦ.

7.1.4 Потребность КС в топливном газе для компримирования на планируемый период определяют суммированием потребностей, рассчитанных для КЦ.

7.1.5 Потребность ГТП в топливном газе для компримирования на планируемый период определяют суммированием потребностей, рассчитанных для КС.

7.2 Расчет нормативных плановых режимов транспорта природного газа

7.2.1 Основой для расчёта нормативных плановых режимов являются ОНТП 51-1-85 [4].

7.2.2 Критерием оптимизации при расчёте нормативного планового режима является минимум затрат ТЭР на компримирование. Расчёт выполняют с использованием оптимизационных программно-вычислительных комплексов, представленных в отраслевом фонде алгоритмов и программ (ОФАП).

7.2.3 Расчет нормативного планового режима выполняют в соответствии с техническим паспортом магистрального газопровода по ВРД 39-1.10-006-2000 с учетом фактических отклонений от проектов газопроводов по наличному составу оборудования и схеме поступлений и отборов природного газа.

7.2.4 Значения показателей технического состояния линейной части и оборудования КС должны быть не хуже общеотраслевых нормативных значений (приложение В, таблица В.2).

7.2.5 Индивидуальные нормы технического состояния для линейной части используют в следующих случаях:

- снижение разрешенного давления в газопроводе в связи с неудовлетворительным состоянием труб или пониженным испытательным давлением;

- снижение давления природного газа в начале газотранспортной системы (например, в связи со снижением давления на входе головной КС);

- снижение гидравлической эффективности газопровода, связанное с поступлением в газопровод некондиционного природного газа при отсутствии средств очистки внутренней полости трубы.

7.2.6 Индивидуальные нормы технического состояния для оборудования КС используют в следующих случаях:

- невозможность восстановления мощности ГТУ в связи с дефектами агрегатов, не устранимыми в процессе профилактического обслуживания и ремонта;

- доказанные отклонения от паспортных характеристик нагнетателей, не устранимые в процессе профилактического обслуживания и ремонта;

- постоянная работа в неоптимальной зоне характеристик нагнетателя и (или) недозагрузка привода, обусловленные режимными факторами газопровода, не зависимыми от ГТП.

7.2.7 Индивидуальные нормы технического состояния линейной части и оборудования КС обосновывают соответствующие службы ГТП и утверждают в ОАО «Газпром».

7.2.8 По результатам расчета нормативного планового режима транспорта газа получают следующие данные, используемые при нормировании потребности в топливном газе КЦ:

- данные о числе агрегатов каждого типа, включаемых в работу;

- объем газа, перекачиваемый КЦ за планируемый период времени;

- значения давлений и температур транспортируемого природного газа на входе и выходе нагнетателей компрессорных цехов.

7.3 Расчёт политропной работы сжатия компрессорного цеха

Политропную работу сжатия КЦ L_п^кц, кВт×ч, рассчитывают по формуле [4]

L_п^кц = 320,25×Z₁×T₁×Q×(e_кц^0,3 - 1),                                             (7.1)

где Z₁ - коэффициент сжимаемости природного газа по условиям на входе в КЦ;

T₁ - температура природного газа на входе КЦ, К;

Q - объем природного газа, перекачиваемый за планируемый период времени, млн. м³;

 - степень повышения давления компрессорного цеха;

P₁, P₂ - соответственно среднее абсолютное давление на входе нагнетателей первой ступени и выходе нагнетателей последней ступени сжатия, МПа.

Значение Z₁ определяют по формуле [5]

Z₁ = 1-[(10,2Р₁ - 6)(0,345×10^-2D_В - 0,446×10^-3) + 0,015][1,3 - 0,0144(Т₁ - 283,2)],     (7.2)

где D_в - относительная плотность природного газа по воздуху.

Значения P₁, P₂, T₁, Q принимают по результатам расчета нормативного планового режима (7.2.8).

7.4 Расчет нормативной потребности КЦ, КС, ГТП в топливном газе на компримирование

7.4.1 Нормативную потребность газотурбинного КЦ в топливном газе для компримирования П_тг^кц, т у.т., определяют по формуле

П_тг^кц = Н_тг^кц×L_п^кц×10^-3,                                                      (7.3)

где Н_тг^кц - норма расхода топливного газа на компримирование в газотурбинном КЦ, кг у.т./кВт×ч:

L_п^кц - политропная работа сжатия КЦ, кВт×ч.

7.4.3 Нормативную потребность КС с газотурбинными КЦ в топливном газе для компримирования П_тг^кц, т у.т., определяют по формуле

                                                            (7.4)

где S - количество КЦ на КС;

 - нормативная потребность i-го КЦ в топливном газе, т у.т.

7.4.5 Нормативную потребность ГТП в топливном газе для компримирования П_тг^гтп, т у.т, определяют по формуле

                                                           (7.5)

где U - количество КС в ГТП;

 - нормативная потребность i-той КС в топливном газе, т у.т.

8 Расчет нормативной потребности КЦ, КС, ЛПУМГ и ГТП в природном газе на прочие технологические нужды

8.1 Нормативную потребность КЦ в природном газе на прочие технологические нужды П_гтн^кц, тыс. м³, определяют по формуле

П_гтн^кц = Н_гтн^кц×N_уст^кц×t×10^-3,                                              (8.1)

где Н_гтн^кц - норма расхода природного газа на прочие технологические нужды КЦ, которую определяют по формуле (6.10), м³/кВт×ч;

N_уст^кц = N_e⁰×n_уст - общая установленная (суммарная) номинальная мощность ГПА в КЦ, кВт, определяется в зависимости от типа (типов) ГПА, установленного в КЦ, по таблице В.1 приложения В;

n_уст - количество установленных ГПА;

t - продолжительность планируемого периода, ч.

8.2 Нормативную потребность КС в природном газе на прочие технологические нужды П_гтн^кс, тыс. м³, определяют по формуле

                                                          (8.2)

где  нормативная потребность i-го КЦ в природном газе на прочие технологические нужды, тыс. м³.

8.3 Нормативную потребность в топливном газе для котельной П_тг^к, тыс. м³, рассчитывают по формуле [6]

                                                      (8.3)

где  - номинальная теплопроизводительность котла i-го типа, Гкал/ч;

t_i - продолжительность работы агрегата i-го типа, ч;

 - КПД котла i-го типа;

 - фактическая низшая теплота сгорания природного газа, ккал/м³;

n - количество типов котлов.

8.4 Нормативную потребность ЛПУМГ в газе на технологические нужды линейной части П_гтн^лч (основные направления расхода представлены в приложении А) рассчитывают по «Методике» [6] с учетом планов текущего и капитального ремонта, графиков пропуска диагностических и очистных поршней, профилактического обслуживания линейной части.

8.5 Нормативную потребность в природном газе на прочие технологические нужды ГТП П_гтн^гтп, тыс. м³, определяют суммированием потребностей КС, линейной части, котельных, ЭСН и СОГ

                       (8.4)

где U - количество КС в ГТП;

М - количество линейных участков в ГТП,

Y - количество котельных в ГТП,

D - количество ЭСН в ГТП,

G - количество СОГ в ГТП.

8.6 Нормативные технологические потери природного газа в КЦ П_пг^кц, тыс. м³, определяют по формуле

П_пг^кц = Н_пг^кц×N_уст^кц×t×10^-3,                                                (8.5)

где Н_пг^кц - норма технологических потерь природного газа в КЦ, формула (6.11), м³/кВт×ч;

N_уст^кц и t -принимают аналогично 8.1.

8.7 Нормативные технологические потери природного газа на КС П_пг^кс, тыс. м³, определяют по формуле

                                                        (8.6)

где  - нормативные технологические потери природного газа в i-том КЦ, тыс. м³.

8.8 Нормативные технологические потери природного газа на линейной части ЛПУМГ П_пг^лч рассчитывают по формуле

П_пг^лч = Н_пг⁰×V_г^лпу×t,                                                 (8.7)

где Н_пглч⁰ - индивидуальная норма технологических потерь природного газа на линейной части, м³/млн. м³×ч (таблица 4);

V_г^лпу - запас природного газа в газопроводах, эксплуатируемых в ЛПУМГ, млн. м³;

t - продолжительность планируемого периода, ч.

Таблица 4 - Индивидуальная норма (норматив) технологических потерь природного газа на линейной части газопроводов

8.9 Нормативные технологические потери природного газа в ГТП П_пг^гтп, тыс. м³, определяют суммированием потерь на КС и линейной части

                                                    (8.8)

8.10 Нормативную потребность в природном газе на собственные технологические нужды ГТП П_гстн^гтп, млн. м³, определяют по выражению

П_гстн^гтп = (П_тг^гтп + П_гтн^гтп +П_пг^гтп)×10^-3.                                     (8.9)

9 Расчет нормативной потребности электростанций собственных нужд в топливном газе

9.1 Нормативную потребность в топливном газе для выработки электроэнергии на ЭСН П_тг^эсн, т у.т., определяют по формуле [7]

П_тг^эсн = N_эсн⁰×Н_эсн⁰×К_а×t×10^-3,                                            (9.1)

где N_эсн⁰ - отраслевой норматив располагаемой мощности электроагрегатов (таблица 5), кВт;

Н_эсн⁰ - индивидуальная норма расхода природного газа на выработку электроэнергии на ЭСН (таблица 5), кг у.т./кВт×ч;

К_а - коэффициент, учитывающий влияние атмосферных условий и нормируемый уровень загрузки ГТУ, определяется в зависимости от средней температуры атмосферного воздуха за планируемый период t_а, °С, по формуле

К_а = 1,022 + 0,001×t_а,                                                      (9.2)

t - время работы ЭСН в планируемый период, ч.

Таблица 5 - Индивидуальные нормы (норматив) расхода природного газа на выработку электроэнергии электростанциями собственных нужд

9.2 Нормативную потребность ГТП в природном газе для выработки электроэнергии на ЭСН П_гэсн^гтп, тыс. м³, определяют по формуле

                                                      (9.3)

где D - количество ЭСН в ГТП.

10 Расчет нормативной потребности СОГ в топливном газе

10.1 Нормативную потребность в топливном газе для установок охлаждения газа с газотурбинным приводом П_тг^сог, т у.т, определяют по формуле

П_тг^сог = N_сог^но×Н_сог⁰×К_а×t×10^-3,                                                   (10.1)

где N_сог^но - отраслевой норматив располагаемой мощности, кВт;

Н_сог⁰ - индивидуальная норма (норматив) расхода топливного газа на выработку механической энергии на муфте газотурбинного привода (таблица 6), кг у.т./кВт×ч;

К_а - коэффициент влияния атмосферных условий, рассчитывают по формуле (6.4);

t - время работы установок СОГ в планируемый период, ч.

Таблица 6 - Индивидуальные нормы (нормативы) расхода топливного газа газотурбинного привода установок охлаждения газа

10.2 Нормативную потребность ГТП в природном газе для СОГ П_гсог^гтп, тыс. м³, определяют по формуле

                                                     (10.2)

где G - количество СОГ в ГТП.

11 Расчет норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газотранспортного предприятия и подотрасли «Транспорт газа»

11.1 Расчет нормы расхода природного газа на собственные технологические нужды газотранспортного предприятия

Норму расхода природного газа на собственные технологические нужды газотранспортного предприятия на планируемый период Н_гстн^гтп, м³/млн. м³×км, определяют по формуле

                                                  (11.1)

где П_гстн^гтп - млн. м³, определяют по формуле (8.10);

А_ттр^гтп - планируемая товаротранспортная работа ГТП, млрд. м³×км, которую определяют как сумму товаротранспортных работ по участкам газопровода [8]

                                                  (11.2)

Q_i - плановое количество природного газа, транспортируемое по i-му участку, млрд. м³;

L_i - дальность транспортировки по i-му участку, км;

М - количество участков в ГТП.

11.2 Расчет нормы расхода природного газа на собственные технологические нужды подотрасли «Транспорт газа»

Норму расхода природного газа на собственные технологические нужды подотрасли «Транспорт газа» Н_гстн^отр, м³/млн. м³×км, на планируемый период определяют по формуле

                                              (11.3)

где  - нормативная потребность подотрасли «Транспорт газа» в природном газе на собственные технологические нужды на планируемый период, млн. м³×км; К

 - товаротранспортная работа подотрасли «Транспорт газа» на планируемый период, млрд. м³×км;

К - количество ГТП в подотрасли.

Приложение А

(обязательное)

Основные направления расхода природного газа на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа

1 Газ на технологические топливные нужды

1.1 Топливный газ ГПА на компримирование.

2 Расход природного газа на прочие технологические нужды

2.1 Расход природного газа на прочие технологические нужды КЦ.

2.1.1 Расход природного газа на пуски, остановки и изменение режимов ГПА:

2.1.1.1 на работу турбодетандера;

2.1.1.2 на продувку контура нагнетателя;

2.1.1.3 на стравливание газа из контура нагнетателя;

2.1.1.4 импульсный газ на управление и силовой привод запорной арматуры и устройств КИП и А.

2.1.2 Технологические расходы природного газа на эксплуатацию и техобслуживание аппаратов и коммуникаций КЦ:

2.1.2.1 газ, стравливаемый через свечи газоотделителей системы уплотнения центробежных нагнетателей;

2.1.2.2 газ, расходуемый на продувку пылеуловителей, конденсатосборников, сепараторов, вымораживателей, фильтров;

2.1.2.3 газ, стравливаемый из коммуникаций при плановой остановке.

2.2 Расход природного газа на прочие технологические нужды линейной части магистрального газопровода:

2.2.1 на продувку дрипов, конденсатосборников через дренажные линии;

2.2.2 на очистку загрязненных участков МГ поршнями;

2.2.3 на проведение внутритрубной технической диагностики действующих газопроводов;

2.2.4 на эксплуатацию силовых пневмоприводов кранов;

2.2.5 на ликвидацию аварий и гидратных пробок;

2.2.6 при ремонте и реконструкции труб на участке МГ;

2.2.7 на врезки отводов и перемычек в трубы со стравливанием природного газа;

2.2.8 на заправку метанольниц;

2.2.9 расход природного газа на коммуникациях ГРС:

2.2.9.1 продувка сепараторов и пылеуловителей;

2.2.9.2 заправка одоризационных и метанольных установок;

2.2.9.3 ревизия и замена диафрагм на пункте замера расхода природного газа;

2.2.9.4 обогрев природного газа перед регуляторами давления;

2.2.9.5 на эксплуатацию пневморегуляторов и пневмоустройств, КИП, систем автоматики и телемеханики;

2.2.10 газ, расходуемый установками по подогреву природного газа на КС и ГРС;

2.2.11 газ, расходуемый котельными (КС, ГРС, радиорелейных пунктов).

2.3. Расход природного газа в качестве топлива на ЭСН для выработки электрической энергии.

2.4. Расход природного газа в качестве топлива на СОГ для технологии охлаждения газа.

3 Технологические потери природного газа

3.1 Технологические потери природного газа КЦ.

3.1.1 Потери газа из технологических коммуникаций:

3.1.2 из свечей узла подключения;

3.1.3 из установок очистки и охлаждения природного газа;

3.1.4 из контуров нагнетателей;

3.1.5 из систем пускового и импульсного газа;

3.1.6 по фланцевым и штуцерным соединениям, уплотнениям штоков, через предохранительные клапаны и другие утечки по объектам и системам КЦ.

3.2 Технологические потери природного газа на линейной части магистрального газопровода:

3.2.1 из свечей;

3.2.2 из запорной арматуры;

3.2.3 через сквозные повреждения труб;

3.2.4 на ГРС, ГИС.

Приложение Б

(информационное)

Принципы оптимальности режимов работы газопроводов

Результаты расчета нормативного режима должны соответствовать указанным ниже принципам оптимальности режимов работы газопроводов.

1 Принцип максимального выходного давления КС.

Этот принцип используется для газопроводов, работающих с загрузкой более 70 % от проектной. Все КС, на которых не достигнуты ограничения по максимальной частоте вращения нагнетателей, располагаемой мощности ГПА или температуре на выходе КЦ, должны работать с максимально допустимым (разрешенным) давлением нагнетания.

2 Принцип минимального числа работающих ГПА.

Режим КС по производительности, входному и выходному давлениям должен обеспечиваться при такой загрузке ГПА, при которой недоиспользование суммарной располагаемой мощности агрегатов, находящихся в работе, меньше располагаемой мощности единичного ГПА (для полнонапорных агрегатов) или группы последовательно включенных ГПА (для неполнонапорных агрегатов).

3 Принцип оптимальной работы концевых участков распределительных газопроводов и отводов.

Режим работы концевых участков газопроводов и отводов должен выбираться с учетом минимального дросселирования газа на ГРС.

4 Принцип оптимального согласования гидравлической характеристики линейной части, газодинамических характеристик нагнетателей и мощности привода.

Оптимальный режим подразумевает такое согласование характеристик КС и линейных участков, которое обеспечивает работу нагнетателей в зоне объемной производительности с высоким политропным КПД.

5 Принцип минимального байпассирования и дросселирования газа.

Объемы противопомпажного байпассирования и дросселирования газа не должны превышать минимально необходимых значений, обеспечивающих устойчивый режим работы цехов.

6 Принцип оптимальности режима охлаждения газа в АВО.

Оптимальным для снижения энергозатрат является максимальное охлаждение газа в АВО КС с ограничением температуры газа по условиям прочности трубной стали и (или) опасных пучений грунтов

Приложение В

(информационное)

Справочные данные

Таблица В.1 - Номинальная мощность и КПД газотурбинного ГПА

Таблица В.2 - Общеотраслевые нормативные показатели технического состояния линейной части и оборудования КС

Таблица В.3 - Значения средних температур наружного (атмосферного) воздуха в различных пунктах (по СНиП 2.01.01-82)