1 Технологический расчет мг

Тема курсового проекта – «Технологический расчет магистрального газопровода»

Целью расчета является решение следующих задач:

• определение основных физических свойств транспортируемого природного газа;

• подбор основного оборудования КС;

• определение необходимого количества КС и расстановка их по трассе газопровода;

• выполнение уточненного гидравлического и теплового расчетов линейных участков МГ;

• определение оптимальных параметров МГ;

• расчет режима работы КС.

Основными исходным данными для технологического расчета МГ являются:

• состав транспортируемого газа;

• годовая производительность (Q) МГ, млрд м³/год;

• протяженность (L) МГ, км;

• данные о температуре окружающей среды и воздуха в районе возведения сооружения МГ.

0. 1.1 Определение оптимальных параметров мг

Одной из главных задач технологического расчета МГ является определение его оптимальных параметров. Эта задача может быть успешно реализована на основе применения технико-экономических показателей. Общим критерием оптимальности принимаемого решения может выступать объем годовой прибыли, получаемой организацией эксплуатирующей МГ. Большей достоверностью при выборе оптимального варианта проектирования газопровода обладает показатель абсолютной эффективности (α), который определяется отношением годовой прибыли к суммарным капитальным вложениям в МГ.

Расчет начинают с выбора конкурирующих диаметров. По заданной годовой пропускной способности (Q_Г) и принятому рабочему давлению (р_раб) по таблице 1 выбирают ориентировочное значение диаметра газопровода. Затем, в целях сравнения выбирают параметры, ближайший больший и ближайший меньший к выбранному диаметру газопровода. При необходимости допускается принимать рабочее давление свыше 7,5 МПа. В результате, подбирается три конкурирующих между собой варианта технологического обустройства МГ.

Если в качестве среднего подберется вариант с газопровода диаметром 1400 мм, то вариант с ближайшим большим диаметром к выбранному, в качестве третьего конкурирующего, не подбирается.

Таблица 1

Ориентировочные значения диаметра газопровода

DУ, мм	Годовая производительность QГ, млрд.м3/год
	рраб= 5,5 МПа	рраб = 7,5 МПа
500	1,6–2,0	2,2–2,7
600	2,6–3,2	3,4–4,1
700	3,8–4,5	4,9–6,0
800	5,2–6,4	6,9–8,4
1000	9,2–11,2	12,1–14,8
1200	14,6–17,8	19,3–23,5
1400	21,5–26,4	28,4–34,7

При необходимости возможна прокладка многониточной системы. Перед определением экономических показателей необходимо произвести подбор оборудования КС, определить режим совместной работы линейной части и КС.

Технико-экономический расчет будет считаться завершенным, если с наибольшим значением коэффициента абсолютной эффективности окажется вариант со средним диаметром. Если с наибольшим значением коэффициента абсолютной эффективности окажется вариант с большим либо меньшим диаметром, то такой вариант с его основными параметрами выбирается за основу и для него выполняются дальнейшие детальные расчеты курсового проекта.

В целях настоящего курсового проекта, годовая прибыль, получаемая в результате эксплуатации МГ, может быть определена следующим образом:

П_р = Выр – Себ = Т·Q·L/100 – (α_ЛК_Л + α_СТК_СТ + С_Э), (1)

где П_р – годовой объем прибыли от транспорта газа, млн. руб.;

Выр – годовой объем выручки от оказания услуги по транспорту газа, млн.руб;

Себ – годовая себестоимость услуги по транспорту газа т.е. эксплуатационные затраты, млн.руб;

Т – тариф на транспорт газа по МГ, руб/(тыс. м³·на 100 км);

Q – годовая производительность МГ, млрд. м³;

α_Л, α_СТ – коэффициент амортизационных отчислений соответственно, от линейной части МГ и от КС;

К_Л, К_СТ – капитальные затраты на сооружение соответственно, линейной части МГ и КС, млн. руб;

С_Э – годовой размер эксплуатационных затрат на обслуживание МГ, млн. руб;

Значения тарифа на транспорт газа, капитальных затрат, стоимости электроэнергии и газа, заработной платы постоянно меняются и зависят от множества факторов (уровня конкуренции и инфляции, устойчивости развития экономики, наличия договоренности по поставкам газа и др). В учебных целях рекомендуется принимать:

Т = 0,6 – для внутриреспубликанских поставок газа, $/(тыс. м³·100 км);

Т = 1,7 – для транзитных поставок газа, $/(тыс. м³·100 км);

Q – годовая производительность МГ задается преподавателем в качестве исходных данных;

α_Л = 0,035–0,040, α_СТ = 0,09 – 0,10

Капитальные и эксплуатационные затраты в значительной мере зависят от региона, по которому проходит МГ, и топографических условий трассы:

К_Л = с_л · L · k_р · k_Т, (2)

К_СТ = с_ст · n· k_р · k_Т, (3)

с_л – стоимость строительства одного километра трубопровода (прил. 1);

L – длина МГ;

n – количество КС на МГ;

k_р – районный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ;

k_Т – топографический коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ.

Для Республики Беларусь:

1. значения районного коэффициента везде одинаковы и равны единице;

2. топографический коэффициент:

– равнинно-холмистый участок: и для линейного участка и для КС – 1;

– болотистый участок: - линейная часть – 1,7;

- КС – 1,07;

– водные преграды: - русловая часть – 4,8;

- пойменная часть – 2,0.

Если толщина стенки труб отличается от указанной в Приложении 1, то приближенно стоимость строительства 1 км трубопровода может быть определена по формуле

с_л = 0,5 ·с_ло · (1 + δ/ δ₀), (4)

где с_ло – стоимость строительства 1 км трубопровода при толщине стенки δ₀ (прил. 1);

δ – толщина стенки трубопровода.

Стоимость строительства одной КС может быть найдена по следующей зависимости:

с_ст = k₀ + k_i · i, (5)

где k₀ – стоимость строительства одной КС, не зависящая от числа ГПА (прил. 2);

k_i – стоимость строительства одной КС, зависящая от числа ГПА (прил. 2).

i – количество ГПА, установленных на КС.

Годовой размер эксплуатационных затрат на обслуживание МГ представлен затратами, приходящимися на годовой объем топливного газа или электроэнергии, в зависимости от типа устанавливаемых на КС ГПА и годовым объемом заработной платы работников КС.

С_Э = Э_л + Э_ст + S_тг (S_эл) = (с_эл · L · k_р · k_Т) + (с_эст · n · k_р · k_Т) + S_тг (S_эл), (6)

где Э_л, Э_ст – соответственно, эксплуатационные расходы на линейную часть и КС, млн. руб;

с_эл – эксплуатационные затраты, приходящиеся на 1 км. МГ (прил. 1);

с_эст – стоимость эксплуатации одной КС, млн.руб.:

с_эст = э₀ + э_i · i, (7)

где э₀ – стоимость эксплуатации одной КС, не зависящая от числа ГПА (прил. 2);

э_i – стоимость эксплуатации одной КС, зависящая от числа ГПА (прил. 2).

В зависимости от типа ГПА в технологическом процессе транспорта газа может использоваться топливный газ, электроэнергия или и то, и другое.

Стоимость топливного газа определяется зависимостью

S_тг = Q_тг · с_г (8)

где Q_тг – расход топливного газа за анализируемый период;

цена топливного газа с_тг = 167,9 в 2013 году [9], 178 в 2014 году, 200 в 2015 году, $/тыс. м³ [10] – для концерна «Белтрансгаз»; с_тг = 2358690 руб/тыс.м³ – для прочих юридических лиц [см. файл, 1 газ для предприятий].

Стоимость электроэнергии определяется в зависимости от величины заявленной мощности силовых установок и количества потребленной электроэнергии.

Если заявленная мощность превышает 750 кВт (что принимается в курсовом проекте), то стоимость электроэнергии рассчитывается по двухставочному тарифу

S_эл = с_эл1 · N_з n · + с_эл2 · N · T, (9)

где N_з – заявленная мощность КС, кВт;

n – количество месяцев в анализируемом периоде;

N – потребляемая электродвигателями КС мощность;

Т – продолжительность анализируемого периода, час.

цена электроэнергии:

за заявленную мощность с_эл1 = 64926,6 руб/(кВт·мес):

за потребленную электроэнергию с_эл2 = 603,3 руб/кВт·час [см. файл, 2 Декларация на эл.энерг.].

Окончательное решение об эффективности того или иного варианта технологического обустройства МГ принимается на основе расчета коэффициента абсолютной эффективности.

Оптимальному решению со стороны эксплуатирующей организации соответствует максимальная величина показателя (коэффициента) абсолютной эффективности.

α = П_р/(К_Л + К_СТ), (10)

Прибыль определяется по формуле 1, а капитальные вложения – по формулам 2 и 3.

Если разница по коэффициенту абсолютной эффективности для каких-либо вариантов не превышает 5 %, то эти варианты следует считать равноценными. В таких случаях, для выявления оптимального варианта привлекают дополнительные критерии (металлозатраты, энергозатраты, затраты людских ресурсов и т.д.).