1,2/22,1/34,7/56,3/78,4/911,9/1215,0/152 Спец вопрос «Оценка целесообразности дооборудования КС АВО"Согласно [12] при использовании аппаратов воздушного отопления (АВО) потери давления газа на нагнетании увеличиваются почти в 2 раза по сравнению со случаем без АВО. Произведенный выше расчет показывает, что в варианте без использования АВО достигаются все необходимые показатели и требования. Далее приведем расчет по определению прибыли работы МГ.
2.1 Расчет прибыли от транспорта газа при Q=25 млн. м 3/сут.Прибыль от транспорта газа рассчитывается по формуле:(2.1)где Пр — чистая прибыль от транспорта газа, тыс. руб.; Т — тариф на транспорт газа по МГ, Т= 35 руб/(тыс. м 3∙100км);Q — годовая производительность МН, млн. м
3/год;αли αст — коэффициент амортизационных отчислений, соответственно от линейной части и от НПС,αл= 0,375 и αст= 0,095 [2]; Кл и Ксткапитальные затраты на сооружение линейной части и НПСМГ, тыс. руб.;Sэстоимость электроэнергии и топливного газа, тыс руб.
2.1. 1 Суточная пропускная способность МГ равна (2.2)Тогда годовая производительность равна:(2.3)где k0поценочный коэффициент использования пропускной способности равный:(2.4)где kро — коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, kро=0,98 [11]; kт — коэффициент экстремальных температур, kт=1 — для МГ менее1000км [11] ;kн — коэффициент надежности МГ, принимается в зависимости от протяженности трубопровода и его диаметра, L=300км, D=1000мм, kн=0,99 [11]. Тогдаоценочный коэффициент использования пропускной способности:
Из формулы (2.2) годовая производительность равна:
2.1. 2 Затраты на электроэнергию и топливный газ (2.5)где Sтг — стоимость топливного газа, млн. руб./год;Sэл — стоимость электроэнергии, млн. руб./год.(2.6)где Стгцена топливного газа, примем стг=1500 руб/тыс.
м3, [7]; Расход топливного газа ГТУ, тыс.
м3/ч был определен ранее (см. гл. 1).Тогда стоимость топливного газа:
Стоимость электроэнергии рассчитывается следующим образом:(2.7)где Сэл2 — тариф на потребляемую энергию, Сэл2=0,25 кВт/час [2]. ND — потребляемая мощность, кВт. T — продолжительность анализируемого периода, час, T =8760 час. Тогда затраты на электроэнергию и ТГ:
2.1. 3 Капитальные затраты на сооружение линейной части
Рассчитываются по формуле:
где слстоимость строительства одного километра трубопровода, дляD= 1000 мм и Lдлина МГ, L=300 км [2]: (2.8)сЛО — стоимость строительства 1 км трубопровода при толщине стенки δ0=10 мм, сло=2236,8 тыс. руб. kpрайонный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ, kp=2,0 [2]; kттопографический коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ, kт=1,7 [2].
Капитальные затраты на сооружение КС:, (2.9)где n-количество КС на МГ, n=2;kpрайонный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ, kp=2,0 [2]; kттопографический коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ, kт=1,07 [2]. сстстоимость строительства одной КС, сст=k0+knn (2.10)где k0- стоимость строительства одной КС, независящая от числа ГПА, для ГТК-10−4 k0=77 000 тыс. руб. [ 2].
knстоимость строительства одной КС, зависящая от числа ГПА; Для ГТК-10−4 kn =15 400 тыс. руб. 2]. n — кол-во ГПА, установленных на КС. Тогда:
Получим:Итак, рассчитаем прибыль:
2.2 Экономический расчет при Q=50−110млн. м3/сут.Расчет ведется аналогично пункту 2.
1. Общие результаты расчетов занесем в табл. 6. Как видно из табл. 6, мы наблюдаем следующую закономерность: рост прибыли приувеличение производительности. Для данного диаметра, исходя из общего критерия оптимизации, предпочтителен будет вариант с Q=90 млн. м3/сут., то есть вариант с максимальной прибылью от транспортной работы. Таблица 6 — Экономический расчет при Q=50−110 млн.
м3/сут.Q, млн. м3/сут.
506 070 809 010 0110Qг, млрд. м3/год17,702 521,24324,783 528,32431,864 535,40538,9455Sтгмлн.
руб167,3 137 167,3137167,3 137 250,97056250,97 056 250,97056250,97056Sэлмлн.
руб20,8 328 620,8328620,8 328 620,8328620,8 328 620,8328620,83286Sэмлн.
руб167,33 454 167,33454167,33 454 250,99139250,99 139 250,99139250,99 139
Клмлнруб4639,12 324 639,12324639,12 324 639,12324639,12 324 639,12324639,1232
Сстмлн.
руб169,4169,4169,4215,6215,6215,6215,6Кст. млн руб.
529,296 979,1321324,7 082 199,122785,5 523 738,5044618,152Пр, млрдруб2,8663,2643,5273,5333,7323,5823,5033
Оценка соответствия установленного оборудования условиям работы МГСогласно проведенной проверке количества установленного оборудования в гл. 1, количество требуемых ГПА должно быть увеличено до 3 + 1 (резерв) для максимизации прибыли и возможности использовать МГ на производительности до 110 млн. м3/сут.При отсутствии возможности установки дополнительного ГПА, максимальное значение прибыли будет составлять 3,527 млрд руб. при производительности МГ в 70 млн. м3/сут.Заключение
В ходе выполнения проекта газопровода в Тюмени были решены следующие задачи:
были проверены и выбраны основные элементы трассы газопровода с учетом критериев оптимальности, расчетная длина газопровода составила 300 км;было определено необходимое количество ГПА и ПУ на каждой компрессорной станции: количество ГПА типа ГТК-10−4, количество ПУ типа ГП-106.
были выявлены конкурирующие варианты по производительности газопровода: 50−110 млн. м3/сут;по экономическим показателям строительства и эксплуатации МГ был определена оптимальная производительность, которая равняется 90 млн. м3/сут.
максимальная прибыль (без установки дополнительного ГПА) составит 3,527 млрд.
руб. при производительности 70 млн. м3/сут.
Список использованных источников
1. Алиев Р. А., Белоусов В. Д., Немудров А. Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. — М.: Недра, 1988.
2. Зубарев В. Г. Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов. Учебное пособие. Электронный вариант. Тюм
ГНГУ, 2001.
3. Зубарев В. Г. Магистральныегазонефтепроводы.: Учебное пособие. — Тюмень: Тюм
ГНГУ, 1998.
4. Волков М. М., Михеев А. А., Конев К. А. Справочник работника газовой промышленности. — М.: Недра, 1989.
5. Галиуллин З. Т., Леонтьев Е. В. Интенсификация магистрального транспорта газа. — М.: Недра, 1991.
6. Бахмат Г. В., Еремин Н. А., Степанов О. А. Аппараты воздушного охлаждения на компрессорных станциях. — СПб.: Недра, 1994.
7. Козаченко А. Н., Никишин В. И., Поршаков Б. П. Энергетика трубопроводного транспорта газов: Учебное пособие. — М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2001.-400 с.
8. Земенков Ю. Д., Кутузова Т. Т. Потемина Т.П. Выполнение и оформление курсовых и дипломных проектов: Учебное пособие.
Тюмень: Тюм
ГНГУ, 2005. 9. СНиП 2.
05.06−85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.
М.: Стройиздат, 1985.
10.ОНТП 51−1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные газопроводы, Часть I. Газопроводы.
М.: Мингазпром, 1985.
11. Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 391.
10−006−2000
Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов.
12. Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 391.
08−055−2000
Типовые технические требования на проектирование КС, ДКС и КС ПХГ. ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Приведенные характеристики нагнетателя 370 181 [7]ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Характеристика циклонного пылеуловителя
ГП106
