Перекачка газа по магистральному газопроводу "Помары-Ужгород"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Республики Башкортостан

ГОУ СПО Уфимский топливно-энергетический колледж

Специальность 131016

Курсовая работа по МДК 01.01.

«Технологическое оборудование НГП И НГХ»

Перекачка газа по магистральному газопроводу «Помары-Ужгород»

Выполнил студент

группы 3ЭНН-1

Стрелков И.К.

Принял преподаватель

Газизов В.Т.

Уфа 2014



Содержание

Введение

1. Технологическая часть

1.1 Характеристика магистрального газопровода

1.2 Основное оборудование КС «Помары»

1.3 Осушка газа

1.4 Одоризация газа

1.5 Безопасность работ при перекачке газа по магистральному газопроводу «Помары-Ужгород»

2. Подбор компрессоров и обоснование диаметра газопровода

2.1 Подбор газоперекачивающих агрегатов

2.2 Обоснование диаметра газопровода

Список использованной литературы



Введение

Трубопроводный транспорт - вид транспорта, осуществляющий передачу на расстояние по трубопроводам жидких, газообразных сред и твердых материалов. В зависимости от транспортируемого продукта различают нефтепровод, газопровод, водопровод, и т.д.

История трубопроводного транспорта насчитывает несколько тысячелетий. В Древнем Египте использовались гончарные, деревянные и даже металлические (медные и свинцовые) трубы для водоснабжения. При раскопках в Новгороде обнаружен водопровод из деревянных труб (время постройки - конец 11 - начало 12 вв.). Первые упоминания о газопроводах относятся к началу новой эры, когда для передачи природного газа в Китае применяли бамбуковые трубы. К концу 18 века в Европе для транспорта газа начали использоваться чугунные трубы. Первый нефтепровод (длина 6 км) построен в США в 1865 г., в России (от промыслов Баку до местных нефтеперерабатывающих заводов) - в 1878 г.

Различают виды трубопроводного транспорта: технологический - связывающий технологические процессы внутри предприятия (длина до 1-3 км), промышленный - между предприятиями одной отрасли народного хозяйства (до 10-15 км), магистральный - между предприятиями различных отраслей (на десятки, сотни и даже тысячи км).

Широкое строительство и использование трубопроводного транспорта в последние годы обусловлено значительными изменениями в топливно- энергетическом балансе, повышением в нем доли газа и нефти до 70 - 75% . Особенно высокими темпами идет рост добычи и потребления природного газа. Себестоимость добычи газа примерно в 13 раз ниже угля и в 3 раза ниже нефти. Доля работы трубопроводного транспорта в транспортной системе, например, России постоянно возрастает. Уже в 1998 г. составила по грузообороту 33%, а по объему перевозок - около 7% (включая нефти и газопроводах). В 2000 г. доля трубопроводных магистралей в перевозках увеличилась до 11%.

Трубопроводный транспорт, по существу, не соответствует общепринятому понятно определения транспорт: здесь нет подвижного состава, пути и т.п.

Подвижной состав - это сам трубопровод. Груз в нем перемещается под давлением. Трубопроводы представляют собой металлические трубы различного диаметра. Через каждые 100 - 140 км устанавливаются насосные станции с автоматическими режимом работы. При перекачке газа на линии устанавливаются компрессорные станции на расстоянии до 200 км друг от друга. Трубопроводный транспорт эффективен на любых расстояниях. Он используется преимущественно для газообразных и жидких грузов. По трубопроводам транспортируется более 2/3 добываемого топлива, около 95% сырой нефти, весь природный газ. Характерной особенностью работы трубопроводного транспорта является непрерывность транспортного процесса. К основным технико-экономическим особенностям и преимуществам трубопроводного транспорта относят: возможность повсеместной прокладки трубопроводов, массовость размеров перекачки, самую низкую себестоимость транспортировки (если принять среднюю себестоимость перевозок на транспорте за 100%, то на трубопроводном транспорте она составит 30%, на железнодорожном - 80%, на автомобильном - 1600%), полную герметизацию, что дает абсолютную сохранность качества и количество груза, полную автоматизацию операций по наливу, сливу и перекачке, меньшие капитальные первоначальные вложения, независимость от климатических условий, а также отсутствие отрицательного воздействия на окружающую среду при соответствующей изоляции и малочисленность обслуживающего персонала. Основной недостаток - узкая специализация по видам грузов.

В данном курсовом проекте рассмотрена газовая промышленность, поэтому будет уместно подробное описание именно этой отрасли.

Использование природных горючих газов имеет огромное значение для развития экономики нашей страны. Газ употребляется как топливо в промышленности и в быту.

Газ считается самым дешевым топливом. Простота подачи газа в топки позволяет автоматизировать работу большого числа котельных и различного рода печей, работающих на газе. Кроме того, использование газа как топлива имеет большое санитарное значение. Газ сгорает в воздухе без дыма, не дает копоти и не загрязняет атмосферы городов.

Газовая промышленность в нашей стране начала развиваться с 1950 г. По разведанным запасам Советский Союз занимал первое место в мире. Уже на 1970 г. добыча газа составляла 198 млрд. в год.

Для транспорта газа от промыслов к потребителю создана разветвленная система магистральных газопроводов с многочисленным отводами к городам и промышленным предприятиям.

Характерной тенденцией в сооружении магистральных газопроводов является применение труб больших диаметров. Советский Союз первым при строительстве магистральных газопроводов применил трубы диаметром 1020 и 1220 мм. На данный момент почти все крупные газопроводы имеют диаметр 1220 и 1420 мм.

В связи с открытием крупнейших газовых месторождений к необходимостью транспортировки большого количества газа в 1967 года начали сооружать грандиозную систему трубопроводов. На данный момент эта система распологается по всей территории России, выходит за пределы (газопроводы, осуществляющие перекачку за границу) и имеет огромнейшую общую протяженность. Самые большие из действующих - «Саратов - Москва» (843 км), «Голубой поток» (Россия - Турция) (1213 км ), «Ямал - Европа»(больше 2 тыс. км), «Уренгой - Помары - Ужгород» (4451 км). Газопровод «Уренгой - Помары - Ужгород» является крупнейшим в мире системой газопроводов. Он соединяет газовые месторождения Западной Сибири с конечными потребителями в Европе. Пересекает Российско-Украинскую границу севернее города Сумы. Трубопровод пересекает Уральский хребет и более 600 рек, включая Обь, Волгу, Дон и Днепр. [1]



1. Технологическая часть

1.1 Характеристика магистрального газопровода

В данном проекте рассматривается газопровод «Помары - Ужгород».

Газопровод построен в 1983 году. Согласно проекту, газопровод имеет следующие технологические характеристики:

-максимальное рабочее давление - 75 атм. Общая протяженность - 2250 км.

-газопровод является однониточным; наружный диаметр газопровода - 1220 мм. Газопровод проходит в одном коридоре с газопроводным “Союз” и “Процесс”.

При строительстве данного газопровода использовались трубы с двойным полиэтиленовым покрытием диаметром 1220 мм.

На выходе из компрессорной станции «Помары», газопровод пересекает реку Волга. Прокладка трубопровода выполнена методом горизонтально направленного бурения. Этот метод был выбран в связи с рядом преимуществ над троллейным методом прокладки, а именно: сокращение срока строительства (в зависимости от характеристики трубопровода - от 2 до 20 раз), минимальный объем работ (отсутствует подводная траншея), отсутствие расходов на берега укрепления и водолазные обследование, ремонт изоляции и т.д., нахождения любых механических повреждений трубопровода, исключение выброса в реку нефти и газопродуктов, не прерывается судоходство.

Также метод горизонтально направленного бурения позволяет провести трассу трубопровода намного ниже русла реки, практически не затрагивая естественной среды, благодаря чему не нарушается естественное биологическое равновесие: исключается гибель рыб, растений и микроорганизмов, обеспечивается экологическая безопасность в водоохраной зоне и на береговой полосе при строительстве, так и в случае утечки перекачиваемого продукта в процессе эксплуатации. Траектория бурения выбирается так, чтобы трубопровод обходил настоящий контур русла реки и его верное будущее положение.

Трубы из нержавеющей стали - самые долговечные (срок их службы свыше 100 лет) и самые прочные из всех труб, применяемых в настоящее время, также трубы практически лишены серьезных недостатков. Современные технологии предусматривают соединение труб из “нержавейки” без использования сводки, что исключает нарушения структуры металла, а также снижает пожароопасность работ. Однако, такие трубы нашли широкого применения исключительно из-за высокой цены.

Также на территории России газопровод “Помары - Ужгород” пересекают еще одну реку - Дон. Ввиду сравнительно небольших характеристик (ширина, глубина, скорость течения) газопровод через реку уложен траншейным способом.

1.2 Основное оборудование КС «Помары»

Схема КС «Помары»

1 - узел подключения КС к МГ. 2 - камеры пуска и приёма очистного устройства. 3 - установка очистки технологического пылеуловители и фильтры-сепораторы. 4 - установка охлаждения технологического газа. 5 - газоперекачивающие агрегаты. 6 - технологические трубопроводы обвязки КС. 7 - запорная арматура технологической обвязки агрегатов. 8 - установка подготовки пускового и топливного газа. 9 - установка подготовки импульсного газа. 10 - различное вспомогательное оборудование. 11 - энергетическое оборудование. 12 - главный щит управления и система телемеханики. 13 - оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС.

На компрессорной станции «Помары», как и на остальных станциях газопровода «Помары - Ужгород», установлены три газоперекачивающих агрегата (ГПА) ГТК-16 с нагнетателями типа Н-16-56.

Газотурбинная установка (компрессор) ГТК-16, входящая в состав ГПА, предназначена для сжатия и транспортирования газа по магистральному газопроводу и служит приводом центробежного нагнетателя природного газа.

Оборудование, входящие в ГТУ:

1. Блок турбо группы

2. Система масло снабжения

3. Система автоматического регулирования

4. Установка воздушных масло охлаждений

5. Система КИП и А.

6. Трубопровод.

На станции установлена система пожаротушения фирмы “Walter Kidde”, которая обеспечивает ликвидацию возгорания за десять секунд после выдачи команды на выпуск тушащего агента. На всех ГПА-16 применяется агент Br (В01), на аварийном турбогенераторе “Ruston” - углекислый газ.

Датчики системы пожаротушения - ультрафиолетовые и дыма. В системе пожаротушения фирмы “Walter Kidde” информация оперативному персоналу обрабатывается программно (применен один из первых процессоров “Motorola 6800”). Команда на выпуск тушащего агента формируется аппаратно. Для повышения надежности применяется дублирования некоторых модулей и датчиков.

Аварийный турбогенератор фирмы “Ruston” обеспечивает питание компрессорной станции при отсутствии энергоснабжения от единой энергосистемы.

Магистральный газопровод - сложная система сооружений, включая отводы, лупинги, компрессорные и газораспределительные станции и предназначенная для подачи газа на дальнее расстояние.

Магистральные газопроводы берут начало у источников газа (газового промысла) и заканчиваются в крупных газопотребляющих районах (городах, населенных пунктах, крупных промышленных и сельскохозяйственных предприятий).

Система дальнего транспорта газа включает промысловую газорегулирующую станцию (ПГРС), устанавливаемую вблизи источника газа и магистральный газопровод (МГ), берущий начало на выходе установок подготовки газа к транспорту и заканчивающийся у крупных потребителей газа.

В конце МГ строят газораспределительные станции (ГРС), иногда особо крупные ГРС называют контрольно-распределительными пунктами (КРП). ГРС служит для дополнительной подготовки газа и снижения его давления до требуемого значения. ГРС является конечным пунктом МГ.

Для надежного газоснабжения городские газопроводы вокруг крупных городов - потребителей объединяются рядом кольцевых газопроводов высокого давления до 1,2 МПа, среднего до 0,3 МПа и низкого до 0,005 МПа. Для снижения давления после ГРС в системе городских газопроводов сооружают газорегулирующие пункты (ГРП).

В процессе движения газа по магистральному газопроводу за счет трения и отбора газа потребителями давление газа постепенно понижается. Например, при расходе газа 90 млн. м3/сутки по трубе диаметром 1420 мм давление убывает с 7,6 до 5,3 МПа на участке L =110 км. Для повышения давления газа в газопроводе и поддержания требуемой пропускной способности по трассе через 80 - 120 км устанавливаются компрессорные станции (КС). Потери давления на участке между КС определяют необходимое значение повышения давления в газоперекачивающих агрегатах (ГПА).

В состав линейных сооружений магистрального газопровода входят:

-газопровод с отводами и лупингами;

-переходы через естественные и искусственные препятствия;

- перемычки;

-узлы редуцирования;

-узлы очистки газопровода;

-узлы сбора продуктов очистки полости газопровода;

-узлы подключения компрессорных станций;

-запорная арматура;

-система электроснабжения линейных потребителей;

-устройства контроля и автоматики;

-система телемеханизации;

-система оперативно-технологической связи;

-система электрохимической защиты;

-здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги, вертолетные площадки, дома линейных обходчиков и т.п.).

На рисунке показана принципиальная схема магистрального газопровода. Из промыслового коллектора газ поступает в ПГРС. Для снабжения газом местного населенного пункта на ПГРС предусматривается узел редуцирования, снижающий давление газа до низкого (300-200 мм вод. ст.). Для снабжения газом городов, населенных пунктов и промышленных объектов от магистрального газопровода делаются ответвления, которые заканчиваются газораспределительными станциями или контрольно-регуляторными пунктами. На ГРС и КРП давление газа снижается до величины, необходимой для системы газоснабжения.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Принципиальная схема магистрального газопровода

/-линия газа из промыслового коллектора, //-магистральные газопроводы, /// - кольцевой газопровод вокруг крупного населенного пункта: НП-м - населенный пункт малый, НП-с _ населенный пункт средний, НП-к - населенный пункт крупный, ПО - промышленный объект, ПГРС - промысловая газораспределительная станция, ОГ - установка осушки газа, КРП - контрольно-регуляторный пункт, ГРП - газорегуляторный пункт городской сети, КС - компрессорная станция, ГРС - газораспределительная станция

1.3 Осушка газа

На компрессорных станциях газопровода «Помары-Ужгород» производится осушка перекачиваемого газа.

Содержание влаги в газе при его транспортировке часто вызывает эксплуатационные затруднения. Влага может конденсироваться, образовывать ледяные пробки и кристаллогидраты, а присутствие сероводорода и кислорода вызывает коррозию трубопровода и оборудования.

Во избежание перечисленных ситуаций на компрессорных станциях газ осушается.

Существующие способы осушки при промысловой подготовке газа к транспорту подразделяются на две основные группы: абсорбция (осушка жидкими поглотителями) и адсорбция (осушка твердыми поглотителями).

Преимущества осушки с использованием жидких сорбентов:

· относительно небольшие капиталовложения и эксплуатационные расходы;

· малые перепады давления в системе осушки;

· возможность осушать газ, содержащий вещество, которое отравляет твердые поглотители;

· непрерывность процесса.

Недостатки:

· меньшее снижение точки росы (по сравнению с твердыми поглотителями);

· вспенивание гликолей при наличии в газе легких углеводородов.

Установки осушки газа с применением гликолей бывают двух разновидностей: абсорбционные и установки с впрыском гликоля в поток газа.

Преимущества схемы абсорбции (концентрация гликоля 96-99%):

· наименьшие потери гликоля.

Недостатки:

· Трудность достижения точки росы осушенного газа.

Экономичность работы абсорбционных установок в значительной степени зависит от потерь сорбента. Для их снижения в первую очередь необходимо строго поддерживать расчетный температурный режим десорбера, тщательно сепарировать газ и водяной пар и по возможности исключить пенообразование при контакте газа с абсорбентом за счет специальных добавок.

Преимущество схемы впрыска (концентрация гликоля 70-80%)- по мере охлаждения газа одновременно снижается его точка росы, при этом осушается не только газ, но и конденсат, выпадающий при охлаждении газа.

Недостаток схемы впрыска- значительные потери гликоля вследствие растворимости его в углеводородном конденсате.

В качестве твердых поглотителей влаги в газовой промышленности широко применяются активированная окись алюминия и боксит, который на 50--60% состоит из Al₂O₃. Поглотительная способность боксита 4,0--6,5% от собственной массы. магистральный газопровод перекачивающий агрегат

Преимущества метода: низкая точка росы осушенного газа (до -65°С), простота регенерации поглотителя, компактность, несложность и низкая стоимость установки.

На компрессорных станциях газопровода «Помары - Ужгород» используются абсорбционный способ (поглощение водяных паров жидкостями). В качестве абсорбента используется диэтиленгликоль, который обладает высокой влагоёмкостью, не вызывает коррозии металла и достаточно стабилен. [2]

1.4 Одоризация газа

Природный газ не имеет запаха. Поэтому для своевременного выявления утечек газа на компрессорных станциях (чаще всего на ГРС) ему придают запах - газ одоризуют. В качестве одоранта применяют этилмеркаптан (C2 H5 SH). По токсичности качественно и количественно он идентичен сероводороду, имеет резкий неприятный запах. Количество вводимого в газ одоронта определяют таким образом, чтобы при концентрации в воздухе газа, не превышая 1/5 нижнего предела взрываемости, ощущался резкий запах одоронта. На практике средняя норма расхода этилмеркаптана для одоризации природного газа, поступающего в городские сети, установлена 16г на 1000м3.

На компрессорных станциях «Помары - Ужгород» используются капельные и барботажные одоризаторы.

Капельный одоризатор подаёт жидкий одорант каплями или тонкой струёй в газопровод, где он и испаряется, смешиваясь с газом.

В барботажных одоризаторах газ проходит сквозь слой жидкого одоранта, что ведёт к испарению последнего и к насыщению газа его парами. В одоризаторах предусматривается автоматическое регулирование подачи одоранта в газ в целях точной дозировки. [3]



Размещено на http://www.allbest.ru/

1.5 Безопасность работ при перекачке газа по магистральному газопроводу «Помары-Ужгород»

На каждом участке трубопровода, а так же компрессорных станциях, для обеспечения безопасности соблюдаются некоторые правила и нормы.

Обязанности при приеме-сдаче смены:

Заступающая смена должна явиться на рабочее место заблаговременно. Смена, сдающая дежурство, должна обеспечить работу агрегатов в соответствии с заданным режимом.

Смена, заступающая на дежурство, должна проверить:

1. запорную арматуру на работающих и неработающих агрегатах;

2. комплектность газового оборудования на котлах;

3. КИП, автоматику безопасности и регулирования;

4. визуально целостность взрывных клапанов;

5. работу дымососа и шибера;

6. обмуровку котла и газоходов;

7. полноту сгорания.

Обе смены совместно снимают показания приборов и производят запись в журнале о состоянии работы газового оборудования, загазованности, неисправностях и ставят подписи.

При приеме-сдаче смены ЗАПРЕЩАЕТСЯ:

1. -производить прием-сдачу смены лицам больным и в нетрезвом состоянии;

2. -оставлять рабочее место, пока вопрос о замене не будет решен администрацией;

3. -сдающей смене оставлять рабочее место при аварийной ситуации; смена, заступающая на дежурство, принимает участие ликвидации аварийной ситуации под руководством дежурной смены.

Обязанности персонала во время смены:

Дежурная смена обязана:

-обеспечить подачу теплоносителя потребителю в соответствии с заданными параметрами при безопасной и безаварийной эксплуатации оборудования;

-следить за полнотой сгорания газа в топке;

-работать в соответствии с режимной картой котла. Отступления допускаются на основании письменного разрешения ответственного лица;

-своевременно снимать показания КИП;

-обеспечить работу автоматики безопасности и регулирования, их проверку.

Во время работы смены ЗАПРЕЩЕНО:

-появляться посторонним лицам в помещении котельной без разрешения ответственного лица;

-оставлять котлы без надзора, даже на непродолжительное время.

При аварийной ситуации дежурная смена должна:

-обеспечить аварийный останов котлов и котельной;

-произвести запись в сменном журнале;

-сообщить ответственному лицу;

-принимать меры по устранению аварийной ситуации, согласно по Инструкции по безопасной эксплуатации оборудования и плану локализации и ликвидации аварийных ситуаций.

Загазованность производственных помещений. Помещение может быть загазовано природным газом и продуктами неполного сгорания.

Природный газ может попасть в помещение при:

1. неплотности мест соединения (резьбовых, фланцевых, сварных);

2. при коррозии газопровода;

3. при отрыве и проскоке пламени;

4. при не герметичности запорной арматуры;

5. при открытой запорной арматуре;

6. при не плотности подземного газопровода.

Загазованность определяется по запаху или газоанализатором. Участок загазованности определяется опрессовкой по падению давления посредством мыльной эмульсией. Огнем - запрещено.

Угарный газ может попасть в помещение:

1. при неплотности обмуровки котлов и газоходов;

2. при плохой тяге (разрежении).

Причины падения разрежения (тяги):

1. не плотность обмуровки котлов и газоходов;

2. неисправная вентиляция помещения, когда отсутствует приток воздуха (опрокидывание вентиляции);

3. ветровой подпор;

4. подтоп газохода;

5. засор и обвал газохода;

6. не плотность дымовой трубы;

7. неисправность работы шибера или дымососа;

8. нарушение целостности взрывных клапанов;

9. открытые люки лаза.

Действия персонала при загазованности:

При загазованности дежурная смена обязана:

1. -аварийно остановить газовое оборудование котельной - закрыть запорное устройство на вводе в котельную; на опуске и перед горелками всех котлов, открыть краны на «свечу»; вентилировать топки;

2. -не включать и не выключать электроприборы и электрооборудование;

3. -усилить естественную вентиляцию, открыть окна и двери, покинуть помещение;

4. -после вентиляции проверить помещение на загазованность. Если остался запах газа, то входить в помещение запрещено. Необходимо вызвать аварийную службу Горгаза;

5. -если запаха газа нет, то войти в помещение и опрессовкой последовательно определить участок утечки газа (по падению давления), а мыльной эмульсией найти место;

6. -провести запись в журнале, сообщить ответственному лицу и вызвать газовую службу.

Действия персонала при пожаре:

При возникновении пожара дежурная смена обязана:

1. -провести аварийный останов газового оборудования котлов и котельной;

2. -вызвать пожарную службу;

3. -принимать участие в ликвидации пожара. Если есть угроза жизни, покинуть помещение.

2. Подбор компрессоров и обоснование диаметра газопровода

2.1 Подбор газоперекачивающих агрегатов

Q = 20 млрд. /газ

В = 0,65

? = 12,3* Н*

z= 0,93

Q = 442 * К

Lt = 2250

T = -3С

Определяем расчетную суточную пропускную способность газопровода, при этом коэффициент годовой неравномерности транспорта газа принимаем = 0,85:

Q = = 46* /сут

По данным пропускной способности подбираем основное оборудование. Определяем рекомендационную степень сжатия газа на КС, а именно

Ео = 1,25.

Принимаем ГПА ГТК-16 с нагнетателем типа Н-16-56; номинальная мощность ГПА - 16000кВт, номинальная подача - 51 млрд .

Принимаем к установке три последовательно установленных нагнетателя - два рабочих и один резервный. При давлении насчетания Рн = 5,5 Мпа, а на приеме в первой Рк = 3,43НПа

2.2 Обоснование диаметра газопровода

К рассмотрению примем диаметр труб 1020, 1220 и 1420 мм. Трубы изготовлены из стали 17 ГС и 17 Г1С, для которых расчетная сопротивление равно Q1 = 260 Мпа.

Определим необходимые толщины стен трубок, при коэффициенте перегрузки n = 1,1:

= = = 11,6 мм

1220= 13,9 мин

1420= = 16,1 мин

По ГОСТ принимаем трубы размером: 1020х12,5 мм; 1220х14 мм; 1420х17 мм

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления. В соответствии трубы 1020 работаем при квадратном режиме, а трубы 1220 и 1420 - в переходной зоне. Сначала определим коэффициент гидравлического сопротивления от трения трубы 1020мм:

л1020 = 0, = = 0,0096

Для труб 1220 и 1420 мм используем формулу - число Рейнольдса:

Re1220 = = = 36, 26 *;

Rе1420 = = 31,19*.

Здесь ?в = 1,206 кг/м3 - плотность воздуха при стандартных условиях.

Приняв эквивалентную шероховатость для новых труб К = 0,03 мм, найдем:

тр 1220 = 0,067 (+) = 0,0091

лтр 1420 = 0,067 (+ ) = 0,009

С учетом местных сопротивлений расчетные значения коэффициентов гидравлических сопротивлений Л будет на 2-5% выше Л тр, а именно 1020 = 0,01; 1220 = 0,01;

Из формулы (44) - определили расстояние между КC:

L1020 = * = 135,7км

L1220 = 342,6км ;

L1420= 467.2км.

Стоимость строительства и эксплуатации ГПС не учитываем, т.к. эти показатели от диаметра трубопровода не зависят.

Полные капитальные затраты

К1020 = К1020+ Ккс1020 = 303,987 + 118,4 = 428,387 млрд. руб.

К1220 = 407,182 + 44,4 = 451,582 млрд. руб.

К1420 = 578,047 + 29,6 = 607,647 млрд. руб.

Стоимость эксплуатации линейной части. Из табл. 9 находим:

Эл 1020 = 6,14

Эл 1220 = 7,91

Эл 1420 = 11,02

Тогда:

Эл1020 = Эл1020*Lt = 6.14* *2250 = 13.815 млн. руб/год

Эл1220 = 7,91**2250 = 17,797 млн. руб/год

Эл1420 = 11,02**2250 = 24,795 млн. руб/год

Аналогично определяем длину последнего, приняв давление в газопровода 2 НПа:

Lн1020 = 200,7 км;

Ln1220 = 502.7 км;

Ln1420 = 674.2 км

Определяем число необходимых ПКС:

Н1020 = = = 15,1

Согласно табл. 9, стоимость строительства 1 км трубопровода равна:

К1 1020 = 137,17 тыс.руб/км

К1 1220 = 180,97 тыс. руб/км

К1 1420 = 256,31 тыс. руб/км

Тогда:

К1 1020 = К1 1020*Lt = 137.77**2250 = 309.387 млн. руб.

К1 1220 = 180,97**2250 = 407,182 млн. руб.

К1 1420 = 256,91**2250 = 578,047 млн. руб.

Капитальные затраты на сооружение КС.

Согласно табл. 10, стоимость строительства одной КС на три агрегата типа ГПА ГТК - 16 равна: Ккс = 7,4 млн. руб., тогда:

ККС 1020 = 7,4*16 = 118,4 млн. руб.

ККС1220 = 7,4*6 = 44,4 млн. руб.

ККС 1420 = 7,4*4 =29,6 млн. руб

Стоимость эксплуатации КС.

По табл. 10 стоимость эксплуатации типа ГТК - 16: Экс = 1,47 млн. руб./год.

Тогда:

Экс 1020 = 1,47*16 = 23,52 млн. руб./год.

Экс 1220 = 1,47*6 =8,82 млн. руб./год.

Экс 1420 = 1,47*4 =6,88 млн. руб/год.

Полные эксплуатационные расходы:

Э 1020 = Эл1020 + Экс 1020 = 13,815+23,52 = 37,335 млн. руб./год

Э 1220 = 17,797+8,82 = 26,617 млн. руб./год

Э1420 = 24,795+5,88 = 30,675 млн. руб./год

Вычисляем приведенные затраты по вариантам:

S = EK + Э, где Е =0, 15

S1220 = 0,15*428,387+37,335 = 101,6 млн. руб./год

S1220 = 0,15*451.582+26.817 = 94.4 млн. руб./год

S1420 = 0,15*607.647+30.675 = 121.8 млн. руб./год

Таким образом, по приведенным затратам выгодным является диаметр 1220 мм. [4]



Список использованной литературы

1. Закожурников Ю.А. «Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа», 2010.

2. Закожурников Ю.А. «Подготовка нефти и газа к транспортировке» 2010.

3. В.Ф. Новоселов и др. «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов»

Размещено на Allbest.ru

...