Технологические нужды газа что это
Технологические нужды газа что это
МЕТОДИКА
ОПРЕДЕЛЕНИЯ НОРМАТИВНОЙ ПОТРЕБНОСТИ И НОРМ РАСХОДА ПРИРОДНОГО ГАЗА НА СОБСТВЕННЫЕ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Дата введения 2002-01-01
ИСПОЛНИТЕЛИ И.В.Барцев, Н.В.Даки, Ю.Г.Мутовин, О.А.Потапова, В.И.Радченко, С.А.Сидорова, А.М.Сиротин, В.В.Тюрина, Т.С.Цацулина, В.И.Шулятиков, В.С.Юшина (руководитель темы)
ВНЕСЕН Управлением по добыче газа и газового конденсата (нефти) ОАО «Газпром»
ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Минэнерго России от 26 декабря 2001 г. N 372
ВЗАМЕН РД 51-00158623-12-97
1 Область применения
Выбросы газа, связанные с авариями, утечками за счет разрыва трубопроводов, вынужденными остановками технологического оборудования, не нормируются и в настоящем РД не рассматриваются.
2 Нормативные ссылки
В настоящем РД использованы ссылки на следующие законодательные акты и нормативные документы:
— ГОСТ 51750-2001* Энергосбережение. Методика определения энергоемкости при производстве продукции и оказания услуг в технологических энергетических системах. Общие положения.
— РД 39-108-91 Методические указания по определению величины технологических потерь нефтяного газа при его добыче, сборе, подготовке и межпромысловом транспортировании. ВНИИСПТнефть.
— РД 39-142-96 Методика расчета выбросов вредных веществ в окружающую среду от неорганизованных источников нефтегазового оборудования. ОАО «НИПИгазпереработка».
— РД 51-120-87 Методические указания по расчету норм потерь природного газа и конденсата при их переработке на газоперерабатывающих заводах Мингазпрома. ВНИПИГАЗ.
— РД 51-31323949-05-2000 Методика определения технологических потерь газового конденсата в процессе промысловой обработки газа. ВНИИГАЗ.
— РД 015900-102-87 Инструкция о порядке учета и отчетности по статьям расхода газа на собственные нужды в газодобывающих предприятиях Главтюменгазпрома. ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ.
3 Определения, обозначения и сокращения
3.1 В настоящем РД применяют следующие термины и определения:
К объектам ГДП относятся скважины, внутрипромысловые трубопроводы, установки подготовки газа и газового конденсата, компримирования и охлаждения газа (при необходимости), регенерации реагентов, насосные, узлы замера газа и пр.
Нормативный расход газа устанавливает предельное значение потребления газа за расчетный период при проектных (регламентных) параметрах эксплуатации газопромысловых объектов и обосновывается соответствующими расчетами и (или) экспериментами.
Нормативный плановый (прогнозный) расход газа на технологические нужды рассчитывают на основании проектных и (или) регламентных данных для каждого объекта с учетом намечаемого объема и параметров добываемого газа за расчетный период времени, технического состояния технологических установок и т.д. при соблюдении правил и инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования, аппаратов и установок.
При определении расхода газа на собственные технологические нужды по настоящему РД объем газообразных сред принимают при стандартных условиях: 
К; 
Па.
3.2 В РД применены следующие сокращения:
4 Газ на продувку скважин
На ГДП периодически осуществляют продувку скважин, находящихся на балансе ГДП или эксплуатируемых ГДП на правах аренды. Продувка скважин связана с проведением гидрогазодинамических исследований, проверкой забойных клапанов-отсекателей и других технологических и геологических операций (см. п.2.1 Приложения А), необходимых для поддержания эксплуатационного режима скважин.
4.1 Гидрогазодинамические исследования скважин с выпуском газа в атмосферу производят при отсутствии технической возможности исследований с подачей газа в газосборные сети (отсутствие газосборного коллектора, высокое давление в системе).
Предельно допустимое количество газа, выпускаемое в атмосферу, рассчитывают на основе геолого-технической информации о скважине и продуктивном пласте и указывают в технологическом регламенте на проведение работ на скважине [1]. Величины необходимых предельно допустимых отборов газа из скважин и длительность работы на них рассчитывают на основании требований, обусловленных задачами, решаемыми в ходе проведения работ:
— удаление жидкости и механических примесей из скважины для поддержания ее работы или исключения засорения трубопровода от скважины до установки сбора и подготовки газа к транспорту (ввод в действие после ожидания подключения, после капитального и подземного ремонта, прогрева ствола простаивающих скважин, для ликвидации гидратных пробок);
— определение характеристик продуктивного пласта при давлениях меньших, чем давление в газосборном коллекторе, при проведении гидрогазодинамических и геофизических исследований;
— тарировка и проверка готовности к срабатыванию в случае аварийной ситуации клапанов-отсекателей и другого оборудования для обеспечения надежности эксплуатации скважин.
, (4.1)
— продолжительность продувки скважины при заданном режиме, сут.
Количество режимов при исследовании скважин, продолжительность работы на режимах определяют в соответствии с действующей инструкцией по исследованию скважин. Периодичность проведения исследований регламентируется проектным документом и рекомендациями по результатам авторского сопровождения разработки месторождения.
, (4.2)
1. Область применения
Настоящий Руководящий документ (РД) предназначен для эксплуатационных организаций газового хозяйства (газораспределительных организаций) топливно-энергетического комплекса Российской Федерации независимо от форм собственности; позволит организовать объективный учет расходов газа на технологические нужды и потерь газа в системах его распределения, обеспечение рационального и экономного использования газа самими газораспределительными организациями, снижение потерь газа.
2. Нормативные ссылки
1. СНиП 3.05.02-87* «Газоснабжение», издание 1997 г.
2. «Правила учета газа», утвержденные Минтопэнерго России 14.10.1996 г., зарегистрированы в Минюсте России 15.11.1996 г. № 1198.
3. Термины и определения, принятые сокращения
АГЗС- автомобильная газозаправочная станция;
4. Газовый баланс газораспределительных организаций
4.1. Газовый баланс газораспределительных организаций может быть представлен в виде уравнения, связывающего статьи прихода и расхода газового топлива
4.2. Расходы газа на собственные нужды Q сн газораспределительной организации включают в себя следующие статьи расходов:
4.2.2. Расход газа на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение принадлежащих эксплуатационной организации зданий и помещений с установленным технологическим газовым оборудованием (при наличии собственной газифицированной котельной или автономных отопительных установок на газовом топливе).
4.2.3. Расход газа на пищеприготовление (при наличии собственной газифицированной столовой);
4.3. Конкретные величины расходов газа, указанные в п.п. 4.2.1-4.2.4 должны определяться по счетчикам. Расход газа по п. 4.2.5 следует определять в соответствии с разделом [5].
При этом оплата поставщику за газ по данной расходной статье газового баланса должна производиться эксплуатационной организацией на общих основаниях, как и любым другим потребителем газа.
4.4. Расходы газа на технологические нужды Q тн (технологические расходы) эксплуатационной организации газового хозяйства включают в себя расходы газа на обеспечение и проведение регламентных работ по обслуживанию систем газоснабжения и объектов газового хозяйства, находящихся на балансе данной организации.
4.5. Расходы газа на проведение аварийных работ Q ав включают в себя расходы газа на проведение работ по локализации и ликвидации аварийных ситуаций, возникших по вине потребителей газа или каких-либо сторонних организаций.
4.6. Потери газа Q пт определяются по формуле
Количество газа реализованное Q р определяется по формуле
5. Расходы газа на технологические нужды и на проведение аварийных работ
5.1. Примерная структура технологических расходов газа эксплуатационной организации газового хозяйства.
5.1.1. Расходы газа на обеспечение проведения регламентных и аварийных работ, а именно:
— эксплуатация газоиспользующего оборудования ремонтно-механических мастерских и заготовительных цехов (агрегаты для газовой резки, прогрева и других видов термообработки металла, битумоварочные печи, установки для оттаивания мерзлого грунта и т.п.);
— эксплуатация испарителей сжиженного газа прямого обогрева (огневых испарителей);
— эксплуатация действующих стендов газового оборудования в техническом кабинете;
— эксплуатация специальной приборной техники химической лаборатории;
— эксплуатация действующих стендов и макетов учебно-тренировочных центров.
Расходы газа на выполнение работ, предусмотренных данным пунктом, следует определять исключительно приборным методом с помощью узлов учета расхода газа, размещенных либо стационарно, либо непосредственно на передвижных газоиспользующих установках. При использовании в качестве источника топлива баллонов СУГ учет расхода газа может осуществляться весовым методом.
5.1.2. Расходы газа на проведение регламентных (плановых) работ, предусмотренных действующими в Российской Федерации нормативно-техническими документами по газоснабжению, а именно:
— продувка газом газопроводов и оборудования при вводе в эксплуатацию (в т.ч. и повторном после текущего и капитального ремонтов) наружных и внутренних газопроводов природного и сжиженного газа, ГРП, ШРП, ГРУ, внутридомового газового оборудования, газифицированных котельных и газоиспользующих производственных установок, технологического оборудования ГНС, ГНИ, АГЗС, групповых резервуарных и баллонных установок;
— регулировка и настройка при вводе в эксплуатацию (в т.ч. и повторном после текущего и капитального ремонтов) газового оборудования ГРП, ШРП, ГРУ, газифицированных котельных и газоиспользующих производственных установок, технологического оборудования ГНС, ГНИ, АГЗС, групповых резервуарных и баллонных установок, внутридомового бытового газового оборудования;
— периодическое техническое обслуживание оборудования ГРП, ШРП, ГРУ (продувка импульсных трубок к КИП, предохранительно-запорному клапану и регулятору давления; проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов);
— периодическое техническое обслуживание газового оборудования котельных и газоиспользующих производственных установок, оборудования ГНС, ГНП, АГЗС, групповых резервуарных и баллонных установок (проверка срабатывания предохранительных устройств и т.п.);
— проведение контроля уровня заполнения резервуаров ГПС, ГНП, АГЗС, автоцистерн, железнодорожных цистерн, групповых резервуарных и баллонных установок;
— проведение технических освидетельствований и ремонтов резервуаров, автоцистерн, бытовых баллонов и баллонов газобаллонных автомобилей;
Полная структура технологических расходов определяется конкретными условиями работы эксплуатационной организации газового хозяйства.
5.2. Примерная структура расходов газа на проведение аварийных работ, связанных с разгерметизацией трубопроводов и оборудования:
— ремонт и пусконаладка на наружных газопроводах природного и сжиженного газа;
— ремонт и пусконаладка на внутридомовых газопроводах и бытовом газовом оборудовании;
— ремонт газопроводов и оборудования ГРП, ГРУ, газифицированных котельных и газоиспользующих производственных установок и их пусконаладка;
— ремонт газопроводов и технологического оборудования ГНС, ГНИ, AГЗС, групповых резервуарных и баллонных установок и их пусконаладка.
5.3. Расчетные методы определения технологических расходов газа при вводе в эксплуатацию вновь построенных объектов и расходов газа на ремонтные работы.
5.3.1. Определение расхода газа на продувку газопроводов и оборудования при вводе их в эксплуатацию.
При вводе газопроводов и оборудования в эксплуатацию согласно требований п. 6.48 «Правил безопасности в газовом хозяйстве» следует производить продувку газом до полного вытеснения всего воздуха.
(4)
Поправочный коэффициент k учитывает реальное увеличение расхода газа на продувку, связанное с техническими сложностями точного определения момента завершения продувки. Коэффициент может быть уменьшен в зависимости от технической оснащенности эксплуатационной организации и квалификации персонала, в частности, при использовании переносных газоанализаторов для экспресс-анализа газа на наличие в нем воздуха.
5.3.2. Определение расхода газа на ремонтные работы, связанные с отключением оборудования или отдельных участков газопровода, их разгерметизацией и последующей продувкой.
(5)
5.3.3. Определение расхода газа на регулировку и настройку газового оборудования ГРП, ШРП, ГРУ и другого технологического оборудования (при использовании продувочных свечей для регулировки и настройки оборудования).
(6)
Исходные данные: (d = 0,025 м; τ = 0,2 ч; Ра = 101320 Па; Рг = 2200 Па; t г = 15 °С; ρ = 0,73 кг/м 3 ).
5.3.4. Определение расхода газа на настройку и регулировку газоиспользующего оборудования, в том числе бытового (газовых плит, водонагревателей, котлов, печей). В соответствии с требованиями [1] потребление газа промышленными, сельскохозяйственными, коммунально-бытовыми и другими организациями без использования приборов учета газа не допускается, поэтому расход газа на регулировку и настройку газоиспользующего оборудования должен определяться по фактическим показаниям соответствующих узлов учета расхода газа.
Учет количества газа, реализуемого населению, может производиться по приборам учета газа или на основании норм расхода газа, разработанных газораспределительными организациями и утвержденными в установленном порядке.
5.3.5. Расход газа на периодическую принудительную проверку срабатывания предохранительных сбросных клапанов (ПСК).
Расход газа на проверку срабатывания ПСК следует определять в соответств ии с паспортной пропускной способностью каждого конкретного сбросного устройства и временем, затраченным на данную технологическую операцию. Пропускную способность сбросных предохранительных клапанов ПСК-50 можно определять по таблице 3.10 [2].
5.4. Основные внутренние резервы экономии газа эксплуатационных организаций газового хозяйства.
5.4.1. Максимально полный перевод на приборный метод учета расхода газа всех потребителей газа (как стационарных, так и передвижных), входящих в структуру эксплуатационной организации.
5.4.2. Введение временных нормативов (с их ежегодным пересмотром в сторону уменьшения) на расходы газа, которые по техническим причинам невозможно учитывать с помощью приборов учета расхода газа.
5.4.3. Повышение КПД собственных газоиспользующих установок, прежде всего за счет внедрения новой техники, утилизации отходящего тепла и т.п.
5.4.4. Снижение расхода газа на собственные нужды за счет:
— улучшения тепловой изоляции осиливаемых зданий и помещений, оснащения систем отопления современными приборами регулирования температуры;
— снижения уровня аварийности по вине самой эксплуатационной организации за счет повышения квалификации персонала, использования современной техники и более совершенных методов работы.
6. Потери газа в системах газораспределения
6.1. Классификация потерь газа в системах газораспределения.
Потери газа в системах газораспределения можно разделить на «мнимые» и действительные.
К «мнимым» потерям относят количество газа, полученное и полезно используемое потребителем, но неучтенное (и поэтому неоплаченное), вследствие несовершенства методов контроля и учета расхода газа. Обычно «мнимые» потери газа вызываются отсутствием у потребителя газовых счетчиков и учетом расхода газа по усредненным нормативам, при этом возникающий фактический перерасход газа (как и фактический недобор газа потребителем) нигде не учитывается и перерасчеты между поставщиком газа и потребителем не производятся.
Кроме того, «мнимые» потери газа (как для газораспределительных организаций, так и для потребителей) могут возникать и при наличии газовых счетчиков, за счет их естественной паспортной погрешности.
Реальное уменьшение «мнимых» потерь газа может быть достигнуто только за счет повсеместного внедрения приборных методов учета расхода газа и применения газовых счетчиков, имеющих минимальную погрешность измерения.
В свою очередь действительные потери газа делятся на две группы:
— эксплуатационные утечки газа в газопроводах и оборудовании, а также потери газа при проведении сливо-наливных операций на ГНС, ГНП, АГЗС, резервуарных установках;
— аварийные выбросы газа при повреждении газопроводов и оборудования.
6.2. Методы определения действительных потерь газа.
6.2.1. К эксплуатационным утечкам газа относятся потери газа через разъемные соединения (вследствие их негерметичности) на газопроводах, арматуре и оборудовании [5].
Абсолютно полная герметичность фланцевых, резьбовых и цапковых соединений являйся практически недостижимой, но указанные потери могут быть сведены до минимума за счет применения новой техники и материалов, а также повышения качества обслуживания систем газоснабжения.
Эксплуатационные потери газа в количественном выражении могут рассчитываться в соответствии с пп. 2.1.3-2.1.8, 3.1.1 и 3.1.2 [2] или определяться путем натурных измерений утечек газа приборным методом на реальных объектах-представителях систем газоснабжения с последующей статистической обработкой результатов измерений. Оптимальным (для достижения достоверных результатов) является сочетание обоих методов.
6.2.2. Расчет аварийных выбросов газа при повреждении газопроводов и оборудования систем газоснабжения природным и сжиженным газом следует осуществлять в соответствии с требованиями разделов 4 [2].
6.3. Предложения по снижению потерь газа в системах газораспределения.
6.3.1. Повышение герметичности систем газоснабжения за счет применения новых видов оборудования, арматуры (например, шаровых кранов) и уплотнительных материалов (например, на основе фторопласта), а также совершенствования организации и профилактического обслуживания систем газоснабжения эксплуатационными службами.
6.3.2. Совершенствование материалов и оборудования, применяемого для пассивной и активной защиты от электрохимической коррозии газопроводов, своевременного нахождения повреждений изоляции, включая новые виды изоляционных материалов, современных конструкций катодных станций и приборной техники нового поколения на основе микропроцессоров, а также переход на использование полиэтиленовых труб, не подверженных коррозии.
6.3.3. Использование нового высокотехнологичного оборудования для ГНС, ГНП и АГЗС, обеспечивающего минимальные потери газа.
6.3.4. Совершенствование приборной техники диагностирования и контроля герметичности элементов систем газоснабжения природным и сжиженным газом.
6.3.5. Проведение профилактических мероприятий по предупреждению повреждений подземных и надземных газопроводов строительной техникой и транспортными средствами.
Библиография
1. «Правила уче та газа», утверждены Минтопэнерго России 14.10.1996 г., зарегистрированы в Ми нюсте России 15.11.1996 г. № 1198.
3. СНиП 3.05.02-87* «Газоснабжение», издание 1997 г.
5. Ю. М. Белодворский. «Утечки газа, их причины и устранение», Л., «Недра», 1968 г.
Расход газа, потери газа, технологические нужды, трубопроводы, газораспределение.
Методика определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа
Руководящий документ предназначен для эксплуатационных организаций газового хозяйства (газораспределительных организаций) топливно-энергтического комплекса Российской Федерации независимо от форм собственности; позволит организовать объективный учет расходов газа на технологические нужды и потерь газа в системах его распределения, обеспечение рационального и экономного использования газа самими газораспределительными организациями, снижение потерь газа.
| Обозначение: | РД 153-39.4-079-01 |
| Название рус.: | Методика определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа |
| Статус: | действует |
| Заменяет собой: | РДМ 204 РСФСР 3.14-82 «Методика определения расходов газа на технологические (собственные) нужды предприятий газового хозяйства и мероприятия по их экономии» |
| Дата актуализации текста: | 05.05.2017 |
| Дата добавления в базу: | 01.09.2013 |
| Дата введения в действие: | 01.09.2001 |
| Утвержден: | 01.08.2001 Минэнерго России (Russian Federation Minenergo 231) |
| Ссылки для скачивания: |
(4)
(5)
(6)