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
Министерство энергетики Российской
Федерации (Минэнерго
России)
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.
МинистрИ.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».
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.
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».
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.
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.
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).
где Нтг0
- индивидуальная норма расхода топливного газа КЦ, кг у.т./кВт (таблица 1);
Кк -
коэффициент коррекции, учитывающий конкретные условия работы КЦ.
6.1.1.1 Индивидуальная норма расхода
топливного газа КЦ Нтг0 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
ta - 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 врайоне расположения
КС берется температура ближайшего пункта, приведенного в таблице В.3;
Ку - коэффициент, учитывающий влияние эксплуатации
котлов-утилизаторов и вычисляемый по формуле [3]
nу/nр - доля агрегатов с
котлами-утилизаторами nу от общего числа работающих в цехе агрегатов nр.
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 Кк для
дожимных КЦ с газотурбинным приводом рассчитывают по формуле
6.3 Расчёт нормы технологических потерь
природного газа в КЦ Норму технологических потерь природного газа в КЦ Нпгкц,
м3/кВт×ч, определяют
по формуле [1]
где Нпг0
- индивидуальная норма технологических потерь природного газа в КЦ, отнесенная
к единице условной номинальной работы КЦ (таблица 3), м3/кВт×ч;
Кр - коэффициент, учитывающий величину расчетного
давления газопровода, определяют аналогично 6.2.
Таблица
3 - Индивидуальные нормы (нормативы) технологических потерь природного газа в
КЦ
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 Lпкц, кВт×ч, рассчитывают по формуле [4]
где Нгтнкц - норма
расхода природного газа на прочие технологические нужды КЦ, которую определяют
по формуле (6.10), м3/кВт×ч;
Nусткц = Ne0×nуст -
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;
nуст - количество установленных ГПА;
t - продолжительность планируемого периода, ч.
8.2 Нормативную потребность КС в
природном газе на прочие технологические нужды Пгтнкс, 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 Птгк, тыс.
м3, рассчитывают по формуле [6]
(8.3)
где - номинальная
теплопроизводительность котла i-го типа, Гкал/ч;
ti -
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 Пгтнлч
(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 Пгтнгтп,
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 потериприродного газа в КЦ Ппгкц,
тыс. м3, определяют по формуле
Ппгкц = Нпгкц×Nусткц×t×10-3,(8.5)
где Нпгкц
- норма технологических потерь природного газав КЦ, формула (6.11), м3/кВт×ч;
9.1 Нормативную потребность в топливном
газе для выработки электроэнергии на ЭСН Птгэсн, т у.т.,
определяют по формуле [7]
Птгэсн
= Nэсн0×Нэсн0×Ка×t×10-3,(9.1)
где Nэсн0 - отраслевой норматив
располагаемой мощности электроагрегатов (таблица 5), кВт;
Нэсн0 - индивидуальная норма расхода
природного газа на выработку электроэнергии на ЭСН (таблица 5), кг у.т./кВт×ч;
Ка - коэффициент, учитывающий влияние атмосферных
условий и нормируемый уровень загрузки ГТУ, определяется в зависимости от
средней температуры атмосферного воздуха за планируемый период tа, °С,
по формуле
Ка = 1,022 + 0,001×tа,(9.2)
t - время работы ЭСН в планируемый период, ч.
Таблица
5 - Индивидуальные нормы (норматив) расхода природного газа на выработку
электроэнергии электростанциями собственных нужд
10.1 Нормативную потребность в
топливном газе для установок охлаждения газа с газотурбинным
приводом Птгсог, т у.т, определяют по формуле
Птгсог
= Nсогно×Нсог0×Ка×t×10-3,(10.1)
где Nсогно - отраслевой норматив располагаемой мощности, кВт;
Нсог0 - индивидуальная норма (норматив)
расхода топливного газа на выработку механической энергии
на муфте газотурбинного привода (таблица 6),
кг у.т./кВт×ч;
Ка - 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
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 Нгстнгтп,
м3/млн. м3×км, определяют по формуле
(11.1)
где Пгстнгтп
- млн. м3, определяют по формуле (8.10);
Аттргтп - планируемая товаротранспортная
работа ГТП, млрд. м3×км, которую определяют как сумму товаротранспортных работ по
участкам газопровода [8]
(11.2)
Qi - плановое количество природного газа,
транспортируемое по i-му
участку, млрд. м3;
Li - 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» Нгстнотр, 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;
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
Температуру
газа после АВО следует принимать не более, чем на 15 °С выше средней температуры
окружающего воздуха, но такой, чтобы температура газа на входе следующей КС
была положительной. Для участков газопроводов, проложенных в вечномерзлых
грунтах, газ охлаждается до температуры, указанной в проекте.
Примечание. При фактических потерях давления
ниже значений, указанных в таблице, в расчетах принимаются фактические
значения.
Таблица
В.3 - Значения средних температур наружного (атмосферного) воздуха в различных
пунктах (по СНиП
2.01.01-82)
Ключевые слова: расход
природного газа, собственные технологические нужды, магистральный транспорт
газа, норма, нормативная потребность в природном газе, компрессорная станция,
компрессорный цех, линейная часть газопроводов.