Методика расчета норм эксплуатационных расходов на производство КПГ

Методика расчета норм эксплуатационных расходов на производство КПГ

Н.А. Лапушкин,

начальник лаборатории ТО АГНКС ООО «Газпром ВНИИГАЗ», к.т.н., Л.А. Гнедова,

старший научный сотрудник ООО «Газпром ВНИИГАЗ», В.Б. Перетряхина,

старший научный сотрудник ООО «Газпром ВНИИГАЗ», К.А. Гриценко,

научный сотрудник ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

В статье изложены методические указания по нормированию эксплуатационных расходов на производство компримированного природного газа (КПГ) на автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях (АГНКС) всех типов, оборудованных поршневыми компрессорными установками. Приведены примеры расчета суммарного расхода газа на собственные нужды и технологические потери.

Ключевые слова: расчет, расход, адсорбент, масло, охлаждающая жидкость, технологические потери, удельный расход электроэнергии, загрузка.

Method aimed at calculation of standard operating costs for CNG production

N.A. Lapushkin, L.A. Gnedova, V.B. Peretryakhina, K.A. Gritsenko

The article covers methodical instructions on regulating operating costs for production of compressed natural gas (CNG) at automobile gas filling compressor stations (AGFCS) of all types, equipped with compressor units. The article contains examples of calculating total gas consumption for own needs and process losses.

Keywords: calculation, consumption, adsorbent, oil, cooling fluid, process losses, specific electric power consumption, load.

В целях контроля и совершенствования эксплуатационных показателей работы АГНКС разработана методика расчета норм эксплуатационных расходов на производство КПГ. Она применима для всех типов авто-

мобильных газонаполнительных компрессорных станций, оборудованных поршневыми компрессорными установками.

1. Расчет норм расхода масла

1.1. Смазка цилиндров и сальников поршневых компрессоров производится способом подачи масла под давлением непосредственно на рабочие поверхности.

1.2. Подача масла на поверхность цилиндров и ее регулирование осуществляется лубрикатором золотникового либо клапанного типа, представляющего собой многоплунжерный насос с отдельными насосными элементами, каждый из которых питает только одну точку смазки.

1.3. Расход масла для смазки цилиндров I и II ступеней сжатия следует определять, исходя из следующих норм: 0,0025 г на 1 м2 смазываемой поверхности для горизонтальных компрессоров и 0,002 г на 1 м2 - для вертикальных (М.И. Френкель «Поршневые компрессоры»). Для цилиндров III и IV ступеней сжатия норма расхода масла определяется по графику, приведенному в приложении.

1.3.1. Расчет часового расхода масла для смазки цилиндров, Мц, г, вычисляют по формуле

M = 7200 • q • п • D S • n,

ц ^

где D - диаметр цилиндра, м; S - ход поршня, м; n - частота вращения коленчатого вала насоса, с-1; q - расход масла на 1 м2 смазываемой поверхности, г.

1.3.2. Расчет часового расхода масла для смазки сальников, Мс, г, вычисляют по формуле

Мс = 7200 • qc • п • d • S • n,

где d - диаметр штока, м; qc - расход масла на 1 м2 смазываемой поверхности штока, г.

Расход масла в сальниках составляет qc = 0,01-0,03 г на 1 м2 смазываемой поверхности штока, причем большие значения указаны для сальников высокого давления.

1.3.3. Суммарный расход масла на смазку цилиндро-поршневой группы, Mz, г/ч, составляет

Му = М + М .

I ц с

1.3.4. Норму удельного расхода масла на смазку цилин-дропоршневой группы стационарной компрессорной установки (СКУ), q^ кг/1000 м3, вычисляют по формуле

q = (М / V )" 1000,

"м v I к' '

где Vк - производительность компрессора, м3/ч.

Потери масла в системе циркуляционной смазки механизма движения составляют в месяц от 5 до 20% минутной производительности маслонасоса.

2. Расчет норм расхода охлаждающей жидкости

2.1. Межступенчатое и конечное охлаждение газа на компрессорных установках, а также охлаждение газа регенерации осуществляется антифризом (тосолом) в системе замкнутого цикла.

2.2. Удельный расход охлаждающей жидкости, яа, л/1000 м3, вычисляют по формуле

Яа = (V, / Q • С) • 1000 • Кз,

где Vа - объем охлаждающей жидкости в системе охлаждения, л; Q - количество отпущенного газа на АГНКС, нм3/г.; С - срок отработки охлаждающей жидкости (С=3), год;

Кз - коэффициент загрузки АГНКС, %.

2.3. Коэффициент загрузки АГНКС вычисляют по формуле

К = Q / Q ,

з проект.

где Qпроект. - проектная производительность АГНКС, нм3/г.

3. Расчет норм расхода адсорбента для осушки газа

Процесс осушки газа происходит в установке осушки, которая состоит из двух адсорберов, один из которых находится в режиме осушки газа, а второй - в режиме регенерации адсорбента.

3.1. Удельный расход адсорбента для осушки КПГ, яад, кг/1000 нм3, вычисляется по формуле

Яад = ^ / Q • С) • 1000 • Кз,

где G - масса адсорбента, засыпаемая в адсорбер, кг; Q - количество отпущенного газа на АГНКС, нм3/г.; С - срок отработки, учитывающий снижение влагоемкости осушителя (С=2), год; Кз - коэффициент загрузки АГНКС, %.

4. Расчет норм расхода газа на собственные нужды и технологические потери АГНКС

Для расчета были выполнены:

анализ технологической схемы и оборудования, а также режима работы АГНКС и эксплуатационной технической документации;

расчет потерь газа;

расчет расхода газа на обогрев помещений;

определение суммарного расхода газа на собственные нужды при различной производительности АГНКС и расчет норматива процента потерь в зависимости от производительности.

4.1. Анализ технологической схемы и оборудования включает:

расчет объема сосудов (аппаратов) обвязки;

определение количества линий сброса газа в атмосферу и параметров ступеней компрессора (компрессоров).

4.2. Анализ режима работы АГНКС и эксплуатационной технической документации включает расчет количества: моточасов работы компрессоров; продувок аппаратов; регламентных операций.

4.3. Расчет потерь газа состоит из следующих расчетов: величины утечек газа через сальники штоков компрессоров и через арматуру; уровня сброса из шлангов газозаправочных колонок; потерь при продувках оборудования и при регламентных операциях.

4.4. Расчет расхода газа на обогрев помещений производится следующим образом.

Количество газа для отопления АГНКС пропорционально объему находящихся на ней помещений: на АГНКС-500 («Борец») - 3848 м3, АГНКС-500 (Германия) - 4006 м3, АГНКС-250 - 1100 м3, АГНКС-125 - 700 м3.

Расчет расхода газа на отопление помещений АГНКС выполнен с учетом требований СНиП 23-01-99.

4.4.1. Максимальную тепловую мощность на отопление АГНКС, Wт, Вт, вычисляется по формуле

W = V- я • ( I - I ) • а,

т н "уд у вн н.р. ' '

где Vн - объем помещений АГНКС, м3; яуд - удельная тепловая характеристика здания, учитывающая расход теплоты на отопление, Вт/(м3 °С); 1вн - усредненная расчетная температура внутреннего воздуха за отопительный сезон, °С; 1 - расчетная температура наружного воздуха для холодного периода, °С; а - поправочный коэффициент для промышленных зданий, учитывающий среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.

4.4.2. Максимальную тепловую мощность на вентиляцию, Wв, Вт, вычисляется по формуле

W = W • 0,25.

в т

4.4.3. Суммарный тепловой поток, Qт, кДж/ч, на отопление АГНКС вычисляют по формуле

Qт = + Wв) • 3,6.

4.4.4. Часовой расход газа на отопление, Рч, м3/ч, вычисляется по формуле

Р = Q / Q ,

ч т г '

где Qr - объемная теплота сгорания природного газа, кДж/м3 (31800-36000).

4.4.5. Годовой расход газа на отопление АГНКС, Р, м3/г., вычисляется по формуле

Р = Р • П • Т,

ч

где П - продолжительность отопительного периода в зависимости от климатической зоны, сут. (южная зона - 134 дня или 4,5 мес.; средняя зона - 205 дня или 6,8 мес.; северная зона - 281 день или 9,4 мес.); Т - 24 ч.

4.5. Определение суммарного расхода газа на собственные нужды при различной производительности АГНКС и расчет норматива процента потерь в зависимости от производительности.

Расчет суммарного расхода газа на собственные нужды и технологические потери, Р, нм3/г., при различной производительности АГНКС вычисляется по формуле

Р = Р • К + Р + 0,1 • (Р • К + Р ) + Р,

п зз н з з н

где Рз - потери газа, зависимые от производительности, нм3/г.; Рн - потери газа, не зависимые от производительности, нм3/г.; Р - расход газа на отопление, нм3/г.; Кз - коэффициент загрузки АГНКС; 0,1 (10%) - неучтенные потери газа.

Пример 1

АГНКС-500 (Германия) в г. Новосибирск имела годовую производительность Q=682,295 тыс. нм3/г. при проектной Q =11,6 млн. нм3/г.

п

Необходимо определить расход газа на собственные нужды и технологические потери станции.

Таблица

Расход электроэнергии на вспомогательные нужды АГНКС

Тип АГНКС 500 250 125 75 50 40

Расход электроэнергии на привод вспомогательного оборудования А0, тыс. кВт • ч/г.

Расход электроэнергии на привод насоса в котельной при газовом обогреве, тыс. кВт • ч/мес. 2,9 - - -

Расход электроэнергии на отопление А1, тыс. кВт • ч/г. (тыс. кВт • ч/мес.):

Южная климатическая зона 236,1

Средняя климатическая зона 427,5

Северная климатическая зона 611,7

1. Загрузка станции составляет Кз = Ю / Qп) • 100% = =(682295 / 11600000) • 100% = 5,9%.

2. По табл. 4 СТО (стандарт организации) Газпром определяется расход газа на технологические нужды: потери газа, зависимые от производительности станции, Рз = 35880 нм3/г. С учетом загрузки станции потери газа, зависимые от производительности, составят

Рз = (35880 • 5,9) / 100% = 2116,9 нм3/г.

Потери газа, не зависимые от производительности, составят

Р = 8500 + 22900 = 31400 нм3/г.

н

3. Для отопления АГНКС используются котлы «Дон-20» с расходом газа Рч = 2,5 нм3/ч. Длительность отопительного периода составила П = 242 дн. при работе двух котлов (п = 2).

Расход газа на отопление определяется по формуле 6.12 СТО

Р = Р • П • п • 24 = 2,5 • 242 • 2 • 24 = 29040 нм3/г.

ч '

4. Суммарный расход газа на собственные нужды и технологические потери при производстве КПГ для данной станции составит:

Рп = 2116,9 + 31400 + 0,1 • (2116,9 +31400) + 29040 = =335^6,9 + 3351,7 + 29040 = 65908,6 нм3/г.

При отсутствии на АГНКС счетчика газа, поступающего на отопление станции, расход газа определяется по табл. 5 СТО в зависимости от типа станции и климатической зоны.

Пример 2

АГНКС-500 («Борец») в г. Армавир имела годовую производительность Q=841 тыс. нм3/г. при проектной производительности Qпр=12,8 млн. нм3/г. Необходимо определить расход газа на собственные нужды и технологические потери станции.

1. Загрузка станции составляет

Кз = Ю / Qпр) • 100% = (841000/12800000) • 100% = 6,6%.

2. По табл. 4 СТО определяем потери газа, зависимые от производительности станции, Р = 36890 нм3/г., и

потери газа, не зависимые от производительности, Р = 9900 + 42100 = 52000 нм3/г.

н

3. По табл. 5 СТО определяется расход газа на отопление для южной климатической зоны Р = 29513 нм3/г.

4. Суммарный расход газа на собственные нужды и технологические потери при производстве КПГ для данной станции составит:

Р = Р • К + Р+ 0,1 • (Р • К+ Р) + Р = 36890 • 0,066 +

пззн'чззн' '

+52000 + 0,1 • (36890 • 0,066 + 52000) + 29513 = 2435 + +52000 + 5444 + 29513 = 89392 нм3/г.

5. Расчет норм удельного расхода электроэнергии на АГНКС

5.1. Суммарную, потребляемую АГНКС, электроэнергию за определенный период (месяц, квартал, год), W, кВт^ч/1000 м3, вычисляют по формуле

W = Wт х Q + А,

где Wт - удельный расход электроэнергии на технологические нужды, кВт^ч/1000 м3; Q - коммерческая производительность АГНКС, м3; А - электроэнергия, потребляемая на вспомогательные нужды, кВт^ч.

Удельный расход электроэнергии непосредственно на компримирование газа, Wт, принят равным 250 кВт^ч / 1000 м3, что достаточно при существующих входных давлениях на АГНКС. Этот показатель не зависит от загрузки станции.

5.2. Величина затрат электроэнергии на вспомогательные нужды, А, кВт^ч, вычисляется по формуле

А = А0 + V

где А0 - постоянная составляющая потребления электроэнергии на вспомогательные нужды (освещение, вентиляция, катодная защита), зависящая только от типа АГНКС, кВт^ч, (см. таблицу выше); А1 - составляющая затрат электроэнергии, зависящая от системы отопления (отсутствует до начала отопительного сезона), кВт^ч, (см. таблицу).

5.3. Полный удельный расход электроэнергии на АГНКС, УРЭ, кВт^ч/1000 м3, вычисляют по формуле

УРЭ = W/ Q.