розраховуємо по формулі
, (2.26)
де - експлуатаційні затрати для однієї КС.
, (2.27)
де - затрати на експлуатацію, що залежить від потужності КС;
- затрати на експлуатацію, що не залежить від потужності КС.
Експлуатаційні затрати розраховуємо по формулі
, (2.28)
Приведені затрати на будівництво і експлуатацію розраховуємо за формулою
П = к•Енор + Е, (2.29)
Коефіцієнт за нормативами ефективності капіталовкладень
Енор = 0,15 1/рік.
2.4.2 Розрахунок техніко-економічних показників
Розраховуємо перший з конкуруючих варіантів капіталовкладення в лінійній частині МГ за формулою (2.21)
Кл = 147,49 • 1050 = 154864,5 тис. грн.
Капіталовкладення в КС розраховуємо за формулою (2.22). Та спочатку проводимо розрахунок вартості будівництва однієї КС за формулою (2.23)
= 5 • 880 + 1614 = 6014 тис. грн.
ККС = 8 • 6014 = 48112 тис. грн.
Загальні капіталовкладення розраховуємо за формулою (2.24)
К = 154864,5 + 48112 = 202976,5 тис. грн.
Затрати на експлуатацію лінійної частини розраховуємо за формулою (2.25)
Ел = 6,53 • 1050 = 6856,50 тис. грн.
Експлуатаційні витрати для однієї КС розраховуємо за формулою (2.27)
= 5 • 125 + 139 = 764 тис. грн.
ЕКС = 8 • 764 = 6112 тис.грн.
Експлуатаційні витрати розраховуємо за формулою (2.28)
Е = 6856,50 + 6112 = 12968,50 тис.грн.
Приведені затрати на будівництво і експлуатацію розраховуємо за формулою (2.29)
П = 202976,5 • 0,15 + 12968,50 = 43414,98 тис.грн.
Таблиця 2.1 - Техніко-економічні показники конкуруючих варіантів
Діаметр газопроводу, мм | Загальні витрати на будівництво, К,
тис. грн. | Загальні витрати на експлуатацію, Е,
тис. грн. | Приведені витрати на будівництво та експлуатацію, П, тис. грн.
1020 | 202976,5 | 12968,5 | 43414,98
820 | 260857,5 | 25174,5 | 64303,0
Оскільки для газопроводу діаметром 1220 мм товщину стінки ми отримали - 17мм, що не відповідає стандартній товщині. В цьому випадку виникає необхідність персонального замовлення, замовлення за кордоном, тощо, що тягне за собою відповідні значні грошові витрати. Тому даний діаметр труб в даному техніко-економічному розділі не розглядався.
3 УТОЧНЕНИЙ ТЕПЛОГІДРАВЛІЧНИЙ РОЗРАХУНОК ДІЛЯНКИ ГАЗОПРОВОДУ
Обчислювальний алгоритм, що наведений у розділі 2, дозволяє для кожного конкуруючого варіанта газопроводу виконати механічний розрахунок та за ре-зультатами гідравлічного розрахунку визначити необхідну кількість компресо-рних станцій.
Наступним етапом технологічного проектування є техніко-економічний розрахунок, за допомогою якого визначається оптимальний варіант параметрів магістрального газопроводу. Оптимізація варіантів проводиться за певним кри-терієм. До недавнього часу при проведенні оптимізаційних розрахунків широ-ко застосовувалась методика, що базувалась на використанні критерію мініма-льних зведених затрат на будівництво та експлуатацію магістрального трубо-проводу. В останні роки в практику технологічного проектуванні почали впроваджуватись нові методи техніко-економічних обгрунтувань, що базуються на використанні критеріїв ринкової економіки.
Для оптимального варіанту газопроводу виконується розміщення компре-сорних станцій на трасі трубопроводу з врахуванням особливостей рельєфу, гі-дрогеологічних умов, наявності населених пунктів, транспортних комунікацій, джерел енерговодопостачання тощо. В результаті одержуємо певну кількість перегонів між КС, що різняться довжиною. Тому для кожної ділянки газопро-воду гідравлічний і тепловий режим роботи буде мати свої особливості, які не-обхідно врахувати у процесі технологічного проектування газотранспортної системи.
Нижче наводиться методика теплогідравлічного розрахунку ділянки магіс-трального газопроводу згідно з нормами технологічного проектування [1].
Вхідними даними для уточненого теплогідравлічного розрахунку є:
газова стала R = 505,9Дж/(кг ? К);
густина газу за нормальних умов рн = 0,7336, кг/м3;
відносна густина газу за повітрям Д= 0,5673 ;
псевдокритична температура газу Тпк, = 191 К;
псевдокритичний тиск газу Рпк = 4,59, МПа;
пропускна здатність газопроводу q0 = 33,8, млн.м /д;
тиск нагнітання ГПА Рнаг = 7,46, МПа;
втрати тиску у вхідних комунікаціях КС дРвх, = 0,12 МПа;
втрати тиску у трубопроводах між компресорним цехом і вузлом під-
ключення до лінійної частини магістрального газопроводу (без враху--
вання втрат тиску у системі охолодження) дРвих, = 0,11 МПа [1];
втрати тиску в системі охолодження газу, включаючи її обв'язку дРохл,
МПа. Для АПО слід приймати дРохл = 0,06 МПа;
температура газу на початку перегону між КС Тн = 313 К;
температура грунту на глибині укладання газопроводу Тгр = 10К;
довжина ділянки трубопроводу між КС L = 1050, км;
розраховане значення тиску газу в кінці ділянки між КС
Рк = 5,57 МПа;
зовнішній діаметр газопроводу dн = 1,020, м;
внутрішній діаметр газопроводу d = 0,992, м;
орієнтовне значення середньої температури газу на перегоні
Тсро =301 , К;
товщина сніжного покрову дСН = 0,1, м;
коефіцієнт теплопровідності сніжного покрову, ущільнений сніг лсн = 0,35 Вт/(мК);
коефіцієнт теплопровідності грунту лгр = 1,2, Вт/(мК);
- коефіцієнт теплопровідності ізоляції ліз = 0,1, Вт/(мК);
зовнішній діаметр ізоляції dіз = 1,03, м;
глибина залягання осі трубопроводу hо = 1,5 ,м;
середня швидкість вітру V = 5, м/с.
В результаті уточненого теплогідравлічного розрахунку ділянки газопро-воду отримуємо середнє значення температури газу на ділянці газопроводу Тср
значення температури газу в кінці перегону Тк та уточнене значення абсо-лютного тиску газу в кінці перегону Рк .
3.1 Алгоритм теплогідравлічного розрахунку ділянки газопроводу
Визначаємо абсолютний тиск газу на початку ділянки газопроводу
(3.1)
Обчислюємо орієнтовне значення середнього тиску газу на ділянці газопро-воду
(3.2)
Приймаємо, що середня температура газу на ділянці газопроводу дорівнює прийнятому орієнтовному значенню Тср = Тсро. Обчислюємо теплоємність газу при температурі Тср за формулою
, кДж/(кг?К) (3.3)
Визначаємо середнє значення коефіцієнта Джоуля-Томпсона на ділянці газопроводу
, К/МПа (3.4)
При підземному укладанні газопроводу температурою навколишнього середовища є температура грунту на глибині укладання газопроводу, тому приймаємо То = Тгр.
Знаходимо коефіцієнт тепловіддачі від поверхні грунту в атмосферу
, Вт/(м2?К) (3.5)
Визначаємо еквівалентну глибину залягання газопроводу з врахуванням теплового опору снігового покрову
, м (3.6)
Знаходимо коефіцієнт тепловіддачі від трубопроводу в грунт
, Вт/(м2•К) (3.7)
Термічний опір ізоляційного покриття визначається за формулою
,