10 Расход газа на прочие технологические нужды (при отборе проб, обслуживании предохранительных клапанов, КИП и средств автоматизации, обследовании оборудования)
10.1 Расход газа при осуществлении отбора проб складывается из объема самих проб и затрат газа на продувку пробоотборного штуцера и пробоотборника. К этому расходу добавляют расход газа при обслуживании КИП, представляющий собой затраты на продувку, проводимую согласно инструкции по обслуживанию приборов для обеспечения их нормальной работы [12].
Расход газа при эксплуатации КИП, систем автоматизации и телемеханики определяют по паспортным данным заводов-изготовителей, а при их отсутствии - по опытным данным, на основе замеров по 4-5 однотипным приборам и устройствам [13].
10.2 Для определения соответствия технологического оборудования требованиям стандарта, оценки технического уровня эксплуатируемого оборудования и проведения исследовательских работ на промысле периодически проводят испытания оборудования (технологической нитки или комплекса). Испытания газосепараторов осуществляют в соответствии с [14].
Расход газа (продувка пробоотборной трубки газом, сброс газа с замерного устройства в атмосферу и т.д.) суммируют за весь период испытания оборудования (комплекса).
10.3 Расход газа на проверку работоспособности предохранительного клапана Qпк, м3, по РД 39-108 определяют по формуле
 , (10.1)
где Fкл - площадь сечения клапана, м2;
Ккл - коэффициент расхода газа клапаном (паспортные данные);
Р - рабочее давление, МПа;
Z - коэффициент сжимаемости газа;
Т - рабочая температура, К;
кл - время срабатывания предохранительного клапана, с;
n - количество проверок предохранительного клапана за расчетный период.
11. Утечки газа за счет негерметичности уплотнений оборудования и коммуникаций
11.1 Из газопроводов и аппаратов, работающих под давлением, происходят утечки газа через неплотности, связанные с невозможностью достижения на практике абсолютной герметичности соединений оборудования, трубопроводов, арматуры.
Источниками утечек через неплотности являются:
- уплотнения неподвижные фланцевого типа, т.е. фланцы трубопроводов и арматуры, уплотнения крышек люков, лазов и т.п.;
- уплотнения запорно-регулирующей арматуры, т.е. уплотнения штоков и валов регулирующих клапанов, заслонок и задвижек;
- уплотнения подвижные, т.е. уплотнения вращающихся валов компрессоров.
Среднестатистические величины утечек через одно уплотнение для аппаратов (агрегатов) различных типов, а также долю уплотнений, потерявших герметичность в ходе эксплуатации, определяют по РД 39-142; для парогазовых смесей эти величины представлены в таблице 11.1.
Таблица 11.1 - Утечки парогазовых смесей через подвижные и неподвижные соединения
Наименование оборудования
|
Расчетная величина утечки - А, кг/ч
|
Расчетная доля уплотнений, потерявших свою герметичность, доли (общее число уплотнений данного типа принято за 1) - а
|
Фланцевые соединения
|
0,00073
|
0,030
|
Запорно-регулирующая арматура
|
0,02100
|
0,293
|
Предохранительные клапаны
|
0,13600
|
0,460
|
Уплотнения центробежного компрессора*
|
0,12000
|
0,765
|
Уплотнения поршневого компрессора
|
0,11500
|
0,700
|
* Примечание: Утечки через уплотнения валов детандеров приравниваются к аналогичным величинам для компрессоров.
|
11.2 При расчете и монтаже фланцев, согласно требованиям соответствующих ГОСТов и правил эксплуатации, утечка газа через фланцевые соединения невозможна или пренебрежительно мала. При нарушении правил расчета, изготовления, монтажа и эксплуатации возможна утечка газа через неподвижные уплотнения фланцевого типа, величину которой для одного аппарата за расчетный период Qфл, тыс.м3, определяют по формуле
 , (11.1)
где А - величина утечки газового потока через одно неподвижное уплотнение фланцевого типа, кг/ч, определяемая по таблице 11.1;
n - количество фланцев, люков и др. неподвижных соединений в аппарате;
- продолжительность работы аппарата в году в течение расчетного периода, ч;
а - доля уплотнений, потерявших герметичность, определяемая по таблице 11.1;
г - плотность газа при стандартных условиях, кг/м3.
11.3 Утечки газа от запорно-регулирующей арматуры могут происходить через фланцевые соединения арматуры с трубопроводом или штуцером технологического аппарата, через фланцевые уплотнения вала исполнительного механизма задвижки, клапана, крана, через разъемные соединения конструкции запорно-регулирующей арматуры (например, крышки корпуса задвижки) и т.д.
Утечки газа через фланцевые соединения запорно-регулирующей арматуры рассчитывают, используя среднестатистические данные величин утечек газа и доли негерметичности неподвижных уплотнений фланцевого типа по таблице 11.1. В случае сильфонного уплотнения вала задвижки (клапана) эти утечки равны нулю.
В целом расход газа за счет утечек через сальники и уплотнения запорно-регулирующей арматуры за расчетный период Qарм, тыс.м3, определяют по РД 39-108:
 , (11.2)
где А - величина утечки газа для фланцевых соединений и сальниковых уплотнений, кг/ч, определяемая по таблице 11.1;
n1 - количество единиц запорной арматуры;
n2 - количество фланцев на одном запорном устройстве;
, а, г - см. пояснение к формуле (11.1).
11.4 Утечки газа через подвижные уплотнения штоков арматуры и валов центробежных компрессоров и поршневых компрессоров какой-либо нормативно-технической документацией не оговорены; величина утечки определяется степенью износа и качеством обслуживания.
Расход газа за счет утечки через уплотнения компрессоров за расчетный период Qк, тыс.м3, определяют по РД 39-108:
 , (11.2)
где Ак - величина утечки газа на один рабочий компрессор, кг/ч, определяемая по таблице 11.1 в зависимости от типа компрессора;
nк - количество компрессоров одного типа;
, а, г - см. пояснение к формуле (11.1).
11.5 Общую величину утечек газа через неплотности определяют суммированием утечек, рассчитанных для отдельных аппаратов и трубопроводов.
12 Топливный газа на компримирование на ДКС, ХС и СОГ
12.1 Расход топливного газа на компримирование газа в расчетный период времени для компрессорных цехов ДКС, использующих газотурбинные ГПА,  , м3, определяют по [15]:
 , (12.1)
где  - индивидуальная норма расхода топливного газа на 1 кВт·ч работы сжатия, определяемая по таблице 12.1, кг у.т./кВт·ч;
Кк - коэффициент коррекции, учитывающий конкретные условия работы ГПА;
 - работа сжатия ДКС, кВт·ч.
Таблица 12.1 - Индивидуальные нормы расхода топливного газа на 1 кВт·ч политропной работы сжатия КЦ
Тип ГПА
|
, кг у.т./кВт·ч
|
ГТ-6-750, ГТН-6
|
0,771
|
ГПА-Ц-6,3
|
0,780
|
ГПА-Ц-6,3 Б (8,0 МВт)
|
0,591
|
ГПУ-16
|
0,619
|
ГПА-Ц-16
|
0,632
|
ГПА-Ц-16С
|
0,511
|
ГПА-Ц-18
|
0,559
|
ГПА-16 УРАЛ
|
0,467
|
12.1.1 Индивидуальные нормы расхода топливного газа для различных типов газотурбинных ГПА, приведенные в таблице 12.1, определены для следующих условий:
- КПД газотурбинных установок приняты с учетом поправок на допуски, нормативное отклонение от оптимума и других эксплуатационных факторов;
- номинальные атмосферные условия - по техническим условиям ГПА.
12.1.2 Коэффициент коррекции Кк определяют как произведение безразмерных коэффициентов
Кк = Катм · Ку · Кдкс · Ктс, (12.2)
где Катм - коэффициент, учитывающий влияние атмосферных условий и нормируемый уровень загрузки ГПА, определяют по формуле
Катм = 1,02 + 0,0025 (taтм + 5), (12.3)
где taтм - средняя температура атмосферного воздуха за планируемый период, °С;
Ку - коэффициент, учитывающий влияние условий эксплуатации котлов-утилизаторов, определяют по формуле
 , (12.4)
где  - доля агрегатов с котлами-утилизаторами nут от общего числа работающих в цехе агрегатов nр;
Кдкс - коэффициент, учитывающий изменение КПД компрессора и определяемый по формуле
 , (12.5)
где 1 - время работы ДКС по данной технологической схеме (период нормирования), год, квартал и т.д.;
общ - общий запланированный период работы ДКС по данной технологической схеме, год, квартал и т.д.;
Ктс - коэффициент калорийности, учитывающий отклонение фактической теплоты сгорания природного газа от расчетной, определяемой по формуле
 , (12.6)
где  - фактическая низшая теплота сгорания природного газа, ккал/м3.
12.1.3 Работу сжатия ДКС за расчетный период,  , кВт·ч, определяют по формуле
 , (12.7)
где Z1 - коэффициент сжимаемости газа на входе в компрессор;
Т1 - температура газа на входе в компрессор, К;
Q - объем газа, перекачиваемый за расчетный период, млн.м3 (при 293 К и 0,1013 МПа);
кц - степень сжатия компрессорного цеха, равная отношению среднего абсолютного давления на выходе компрессора к среднему абсолютному давлению его на входе.
Значения Z1, Т1, Q и кц, принимают по результатам расчета планового режима работы компрессорного цеха.
12.2 Для обеспечения необходимых условий транспортирования природного газа в районах Крайнего Севера используют станции охлаждения газа (СОГ), которые обычно работают 4 месяца в летний период. Расход топливного газа на компримирование холодильного агента в расчетный период времени для СОГ, использующих газотурбинный привод, Qcoг, м3, определяют по формуле
 , (12.8)
где - индивидуальная норма расхода топливного газа на 1 кВт·ч работы сжатия, м3/кВт·ч;
Кк - безразмерный коэффициент коррекции, учитывающий конкретные условия работы компрессора;
 - работа сжатия холодильного компрессора, кВт·ч.
Значения индивидуальной нормы расхода топливного газа для СОГ приведено в таблице 12.2 в кг у.т./кВт·ч. Пересчет в м3/кВт·ч осуществляют с учетом низшей теплоты сгорания топливного газа, выраженной в ккал/м3, принимая следующий эквивалент: 7000 ккал = 1 кг у.т.
12.2.1 Индивидуальные нормы , приведенные в таблице 12.2, определены для следующих условий:
- КПД газотурбинных приводов и центробежных компрессоров приняты с учетом поправок на допуски, нормативное отклонение от оптимума и других эксплуатационных факторов;
- номинальные атмосферные условия - по техническим условиям ГПА.
12.2.2 Коэффициент коррекции Кк определяют как произведение безразмерных коэффициентов по формуле
Кк = Катм · Ктс · KN, (12.9)
где Катм - см. пояснения к формуле (12.3);
Ктс - см. пояснения к формуле (12.5);
KN - коэффициент, учитывающий влияние относительной загрузки ГПА, определяют по формуле
 , (12.10)
где р - время работы СОГ в расчетный период времени, квартал, месяц, день;
- время нормирования, квартал, месяц, день.
Таблица 12.2 - Индивидуальные нормы расхода топливного газа газотурбинного привода холодильных компрессоров , кг у.г./ кВт·ч
Тип газотурбинного привода
|
|
Н К 14СТ (холодильный агент пропан-бутан, СОГ-1, СОГ-3)
|
0,693
|
Испано Сюиза, ТНМ 1203 (холодильный агент пропан, СО1-СО6)*
|
0,512
|
* "Проект Уренгой. Станции охлаждения. Окончательное техническое предложение", том 1, "Крезо-Луар", "Софрегаз"
|
12.2.3 Работу сжатия холодильного компрессора, Lcог, кВт·ч, рассчитывают по формуле (12.11) для пропан-бутанового компрессора и по формуле (12.12) - для пропанового компрессора:
 , (12.1)
 , (12.2)
где к - показатель адиабаты (для пропан-бутана к = 1,142, для пропана к = 1,14);
Z1 - коэффициент сжимаемости на входе в компрессор;
Z2 - коэффициент сжимаемости на входе во вторую ступень компрессора (для пропана);
R - газовая постоянная, кДж/кг·К (для пропан-бутана R = 0,1676, для пропана R = 0,189);
Твх1 - температура на входе в первую ступень, К;
Твх2 - температура на входе во вторую ступень (для пропана), К;
- степень сжатия, равная отношению среднего абсолютного давления на выходе компрессора к среднему абсолютному давлению на входе в компрессор;
1 - степень сжатия во второй ступени компрессора, равная отношению среднего абсолютного давления на выходе компрессора к среднему абсолютному давлению на входе во вторую ступень компрессора (для пропана);
ад - адиабатный КПД компрессора (для пропан-бутана ад = 0,7, для пропана ад = 0,8);
Gxa - расход холодильного агента, кг/ч, определяемый по формуле
 , (12.13)
где Q0 - холодопроизводительность СОГ, кдж/ч, определяемая по формуле
Q0 = Gпг · cp · (T1 - Т2); (12.14)
Gпг - расход охлаждаемого природного газа, кг/ч;
ср - теплоемкость природного газa, кДж/кг·град;
Т1 - температура природного газа на входе в СОГ, °С;
Т2 - температура природного газа на выходе СОГ, °С;
С - массовая доля жидкой фазы после дросселя (для пропан-бутана С = 0,955, для пропана С= 0,91);
r - теплота испарения холодильного агента, кДж/кг, определяемая для пропан-бутана по формуле (12.15), а для пропана - по формуле (12.16):
r = 447,7 - 11,9 · Р; (12.15)
r = 429,06 - 11,313 · Р, (12.16)
где Р - давление кипящего в испарителе холодильного агента;
х - теплота перегрева холодильного агента, кДж/кг, (для пропан-бутана х = 16,8; для пропана х = 0).
|
