4. Расчет расхода топливного газа

Расход топливного газа ГТУ, тыс.м³/ч, вычисляем по формуле

(40)

где - номинальный расход топливного газа;

К_ТГ - коэффициент технического состояния ГТУ (по топливу) принимают равным 1,05[1].;

N_н - мощность, потребляемая ЦБН. Ровна 6,3 МВт;

T_a - расчетная температура атмосферного воздуха, К;

_е - номинальный к.п.д. ГТУ. Принимаем равным 0,3[1].;

Q_TC - теплота сгорания топливного газа. Для данного месторождения ровна 32 886 кДж/м³.

В качестве расчетной температуры T_a принимаем среднюю температуру атмосферного воздуха расчетного периода (без поправок) . Принимаем 290К.

Считаем, что коэффициент учтен в составе К_ТГ.

тыс.м³/ч

тыс.м³/ч

Потребление топливного газа КЦ, млн.м³ за расчетный период, вычисляем по формуле

(41)

где n_p – количество рабочих ГПА равно 5 шт.;

 - время расчетного периода, 8760 ч.

млн.м³

5. Технико-экономический расчет

Одной из главных задач технологического расчета МГ является определение его оптимальных параметров. Эта задача может быть успешно реализована на основе применения технико-экономических показателей.

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), (42)

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 принимаем:

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

Q – годовая производительность МГ задана и составляет 8 млрд.м³/год;

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, (43)

К_СТ = с_ст · n· k_р · k_Т, (44)

с_л – стоимость строительства одного километра трубопровода (прил. 1) [1]. Для D_У 700 мм = 5,5 млрд. руб/км; для D_У 800 мм = 5,85 млрд. руб/км; для D_У1000 мм = 10,061 млрд. руб/км;

L – длина МГ. Составляет 220 км;

n – количество КС на МГ; Для D_У 700 мм = 2; для D_У 800 мм = 1; D_У1000мм = 10,061 млрд. руб/км;

k_р – районный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ. Принимаем равным 1.

k_Т – топографический коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ. Принимаем равным 1.

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.

Стоимость строительства одной КС может быть найдена по следующей зависимости:

с_ст = k₀ + k_i · i, (45)

где k₀ – стоимость строительства одной КС, не зависящая от числа ГПА (прил. 2) [1] принимаем 38,1 млрд. руб;

k_i – стоимость строительства одной КС, зависящая от числа ГПА (прил. 2) [1] принимаем 5,5 млрд. руб;

i – количество ГПА, установленных на КС.

Для D_У = 700 мм:

Для D_У = 800 мм:

Для D_У = 1000 мм:

Капитальные и эксплуатационные затраты:

Для D_У = 700 мм:

Для D_У = 800 мм:

Для D_У = 1000 мм:

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), (46)

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) [1] принимаем для D_У 700 мм = 0,224 млрд. руб/км; для D_У 800 мм = 0,224 млрд. руб/км; D_У1000мм = 452 млрд. руб/км;

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

с_эст = э₀ + э_i · i, (47)

где э₀ – стоимость эксплуатации одной КС, не зависящая от числа ГПА (прил. 2) [1] принимаем 5,5 млрд. руб;

э_i – стоимость эксплуатации одной КС, зависящая от числа ГПА (прил. 2) [1] принимаем 4,5 млрд. руб.

Для D_У = 700 мм:

Для D_У = 800 мм:

Для D_У = 1000 мм:

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_тг (48)

где Q_тг – расход топливного газа за анализируемый период;

с_тг – цена топливного газа, с_тг = 1,960 млн.руб/тыс.м³ [4].

млрд.руб

Годовой размер эксплуатационных затрат на обслуживание МГ:

Для D_У = 700 мм:

Для D_У = 800 мм:

Для D_У = 1000 мм:

Годовая прибыль:

Для D_У = 700 мм:

Для D_У = 800 мм:

Для D_У = 1000 мм:

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), (50)

Для D_У = 700 мм:

Для D_У = 800 мм:

Для D_У = 1000 мм:

Из вышеприведенных расчетов очевидно, что наиболее эффективным вариантом является применение труб D_У = 800 мм и строительство одной компрессорной станции в начале газопровода с применением пяти ГПА Ц-6,3А, с нагнетателем НЦ-6,3В/76-2,2 и двигателем Д336.

П ри этом давление в конце газопровода будет равно: