Определение оптимальных параметров МГ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Методические указания

Омск

Издательство ОмГТУ

Составители: В. Д. Белицкий, канд. техн. наук, доцент;

С. М. Ломов, канд. техн. наук, доцент

В методических указаниях приводятся сведения о методах расчета физических и термодинамических свойств природных газов. Приведены методика технологического расчета магистральных газопроводов и обоснование выбора оптимальных параметров газопровода.

Расчетные формулы и методики расчетов соответствуют отраслевым
нормам технологического проектирования магистральных газопроводов ОНТП–51–1–85. Методические указания иллюстрируются примерами расчетов и предназначены для выполнения домашнего задания и курсовой работы студентами очной и заочной форм обучения специальности 130500.65 – «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» и бакалаврами по направлению 131000.62 – «Нефтегазовое дело».

Печатается по решению редакционно-издательского совета

Омского государственного технического университета

	© ГОУ ВПО «Омский государственный технический университет», 2011

Задачи расчета:

· определение оптимальных параметров МГ;

· выбор типа газоперекачивающих агрегатов, нагнетателей, АВО, ПУ;

· определение необходимого количества компрессорных станций и расстановка их по трассе газопровода;

· уточненный гидравлический и тепловой расчет линейных участков;

· расчет режима работы КС.

Основными исходным данными для технологического расчета магистрального газопровода являются:

· плановый объем транспортируемого газа Q, млрд м³/год;

· состав транспортируемого газа и свойства его компонентов;

· протяженность газопровода L, км;

· характеристики труб и газоперекачивающих агрегатов;

· данные о температуре окружающей среды и воздуха в районе сооружения газопровода.

Одной из главных задач технологического расчета магистральных газопроводов является определение экономически наивыгоднейших параметров транспорта газа. При этом оптимизируются следующие параметры: диаметр (при заданной производительности МГ), производительность (при заданном диаметре труб), рабочее давление и степень сжатия КС. Общим критерием оптимальности принимаемого решения является прибыль или приведенные годовые затраты. Оптимальному решению соответствует максимальная прибыль или минимальные приведенные затраты. Если разница прибыли (приведенных расходов) для каких-либо вариантов не превышает 5 %, то эти варианты следует считать равноценными и для выявления оптимального варианта привлекают дополнительные критерии (металлозатраты, энергозатраты, людские ресурсы и т.д.).

Расчет начинают с выбора конкурирующих диаметров. По заданной годовой пропускной способности Q_Г и принятому рабочему давлению по таблице 1 выбирают ориентировочное значение диаметра газопровода. Затем для сравнения выбирают ближайший больший к выбранному и ближайший меньший параметры.

Таблица 1

Ориентировочные значения диаметра газопровода

DУ, мм	Годовая производительность QГ, млрд.м^3/год
рНАГ = 5,5 МПа рВС = 3,8 МПа	рНАГ = 7,5 МПа рВС = 5,1 МПа
	1,6–2,0	2,2–2,7
	2,6–3,2	3,4–4,1
	3,8–4,5	4,9–6,0
	5,2–6,4	6,9–8,4
	9,2–11,2	12,1–14,8
	14,6–17,8	19,3–23,5
	21,5–26,4	28,4–34,7

Этих данных достаточно, чтобы сделать технико-экономическое сравнение выбранных трех диаметров. Технико-экономический расчет может быть закончен, если с наибольшей прибылью (наименьшими приведенными затратами) окажется средний диаметр. Если с наибольшей прибылью окажется вариант с самым малым диаметром (из трех выбранных), то надо просчитать дополнительный вариант по следующему ближайшему меньшему диаметру. Если же с наибольшей прибылью оказывается вариант с самым большим диаметром, то просчитывается дополнительный вариант по следующему ближайшему большему диаметру. Если с наибольшей прибылью оказался вариант газопровода диаметром 1420 мм, то дополнительный вариант не просчитывается. В этом случае к строительству принимается газопровод диаметром 1420 мм.

В структуре затрат на транспорт газа порядка 90 % составляет сумма амортизационных отчислений и стоимости энергии. В этом случае можно представить получаемую магистральным газопроводом прибыль следующим образом [5]:

П_р = Т·Q·L – α_ЛК_Л – α_СТК_СТ – S_Э , (1)

где П_р – чистая прибыль от транспорта газа, тыс. руб.;

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

Q – годовая производительность МГ, млн. м³;

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

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

S_э – стоимость топливного газа или электроэнергии, тыс. руб.

Значения тарифа на транспорт газа, коэффициентов амортизационных отчислений, капитальных затрат и стоимости электроэнергии и газа постоянно меняются. В учебных целях рекомендуется принимать:

Т = 6–10 руб/(тыс. м³·100 км);

α_Л = 0,035–0,040, α_СТ = 0,09 – 0,10;

цена топливного газа с_тг = 60–70 руб/тыс. м³;

цена электроэнергии:

за заявленную мощность с_эл1 = 270–300 руб/(кВт·мес):

за потребленную электроэнергию с_эл2 = 0,2–0,25 руб/кВт·час.

Ориентировочные значения капитальных и эксплуатационных затрат, отнесенных к одному километру труб и одной КС, приведены в приложениях 1 и 2.

Стоимость строительства и эксплуатации одной компрессорной станции может быть найдена по следующим зависимостям:

с_ст = k₀ + k_i · I, (2)

с_эст = э₀ + э_i · i, (3)

где k₀, э₀ – стоимость строительства и эксплуатации КС, не зависящая от числа ГПА (прил. 2);

k_i, э_i – стоимость строительства и эксплуатации КС, зависящая от числа ГПА (прил. 2);

i – количество ГПА, установленных на КС.

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, (4)

Э_Л = с_ЭЛ · L · k_р · k_Т,(5)

К_СТ = с_СТ · n· k_р · k_Т, (6)

Э_СТ = с_ЭСТ · n · k_р · k_Т, (7)

где Э_л, Э_ст – эксплуатационные расходы на линейную часть и КС;

L – длина МГ;

n – количество КС на МГ;

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

с_эл – стоимость эксплуатации одного километра трубопровода (прил. 1);

k_р – районный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ;

k_Т – топографический коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ.

Для Тюменской области можно принять следующие значения районного и топографического коэффициентов:

1) районный коэффициент:

– юг области: капитальные вложения в линейную часть – 2,0;

капиталовложения в КС – 2,0;

эксплуатационные расходы – 1,5;

– Ханты-Мансийский национальный округ:

капитальные вложения в линейную часть – 2,8;

капиталовложения в КС – 2,5;

эксплуатационные расходы – 1,8;

– Ямало-Ненецкий национальный округ:

капитальные вложения в линейную часть – 2,8;

капиталовложения в КС – 2,6;

эксплуатационные расходы – 1,9;

2) топографический коэффициент:

– 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

,

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

δ – толщина стенки трубопровода.

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

Стоимость топливного газа определяется зависимостью

,

где Q_ТГ – расход топливного газа за анализируемый период (прил. 6).

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

Если заявленная мощность превышает 750 кВт, то стоимость электроэнергии рассчитывается по двухставочному тарифу

,

где N_з – заявленная мощность КС, кВт;

n – количество месяцев в анализируемом периоде;

N – потребляемая электродвигателями КС мощность [7];

Т – продолжительность анализируемого периода, час.

Дата добавления: 2014-11-16