Оценка целесообразности оборудования КС МГ аппаратами воздушного охлаждения.

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. м3/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. м3∙100км);Q - годовая производительность МН, млн. м3/год;αли αст - коэффициент амортизационных отчислений, соответственно от линейной части и от НПС,αл= 0,375 и αст= 0,095 [2];Кл и Кст- капитальные затраты на сооружение линейной части и НПСМГ, тыс. руб.;Sэ- стоимость электроэнергии и топливного газа, тыс руб.2.1.1 Суточная пропускная способность МГ равна(2.2)Тогда годовая производительность равна:(2.3)где k0п- оценочный 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 Стг- цена 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 частиРассчитываются по формуле:где сл- стоимость строительства одного километра трубопровода, дляD=1000мм и L- длина МГ, L=300 км [2]:(2.8)сЛО – стоимость строительства 1 км трубопровода при толщине стенки δ0=10 мм, сло=2236,8 тыс. руб.kp- районный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ, kp=2,0 [2];kт- топографический 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;kp- районный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ, kp=2,0 [2];kт- топографический коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ, kт=1,07 [2].сст- стоимость строительства одной КС,сст=k0+knn(2.10)где k0- стоимость строительства одной КС, независящая от числа ГПА, для ГТК-10-4 k0=77000 тыс. руб. [2].kn- стоимость строительства одной КС, зависящая от числа ГПА; Для ГТК-10-4 kn =15400 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.5060708090100110Qг, млрд. м3/год17,702521,24324,783528,32431,864535,40538,9455Sтгмлн.руб167,3137167,3137167,3137250,97056250,97056250,97056250,97056Sэлмлн.руб20,8328620,8328620,8328620,8328620,8328620,8328620,83286Sэмлн.руб167,33454167,33454167,33454250,99139250,99139250,99139250,99139Клмлнруб4639,12324639,12324639,12324639,12324639,12324639,12324639,1232Сстмлн.руб169,4169,4169,4215,6215,6215,6215,6Кст. млн руб.529,296979,1321324,7082199,122785,5523738,5044618,152Пр, 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.ЗаключениеВ 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 источников1. 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. ТюмГНГУ, 2001.3. Зубарев В.Г. Магистральныегазонефтепроводы.: Учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 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: ТюмГНГУ, 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 370181 [7]ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Характеристика циклонного пылеуловителяГП106