Определение оптимальных параметров МГ

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.м3/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.

1.2. Выбор типа газоперекачивающих агрегатов,
определение числа КС и расстояния между ними

Исходя из расчетной суточной производительности газопровода, подбирается основное оборудование компрессорной станции (нагнетатель, АВО, ПУ).

Суточная производительность газопровода при стандартных условиях Q (млн. м³/сут) определяется по формуле:

, (8)

где Q_Г – годовая производительность газопровода, млрд м³/год;

К_И – оценочный коэффициент использования пропускной способности газопровода, который ориентировочного можно принять К_И = 0,85–0,9.

Расчет выполняется в соответствии с требованиями норм технологического проектирования [8].

Для определения числа компрессорных станций необходимо уточнить рабочее давление в газопроводе на входе и выходе компрессорной станции. Выбранные давления должны соответствовать нормативным давлениям на входе и выходе центробежных нагнетателей в соответствии с их характеристиками.

Выбор рабочего давления и типа газоперекачивающего агрегата. Современные магистральные газопроводы проектируются на рабочее давление
Р = 7,5 МПа. Проектирование газопроводов на рабочее давление Р = 5,6 МПа производится только для случаев соединения проектируемых газопроводов с системой существующих газопроводов такого же рабочего давления. Далее, исходя из расчетной суточной производительности и принятого рабочего давления, выбирается тип газоперекачивающего агрегата. По паспортным данным центробежного нагнетателя (ЦН) определяются номинальные значения давления всасывания Р_ВС и нагнетания Р_НАГ.

Расчет свойств транспортируемого газа. Основными свойствами газа, необходимыми для выполнения технологического расчета газопровода, являются: плотность, молярная масса, газовая постоянная, псевдокритические температура и давление, относительная плотность газа по воздуху. Некоторые свойства компонентов природных газов приведены в таблице 2.

Таблица 2

Физические свойства компонентов природных газов

Газ	Плотность, кг/м3	Динамическая вязкость, 107 Па·с	Молярная масса, кг/кмоль	Газовая постоянная, Дж/(кг·К)
при 273 К и 0,1013 МПа	при 293 К и 0,1013 МПа	при 273 К и 0,1013 МПа	при 293 К и 0,1013 МПа
Метан СН4	0,717	0,669	1,020	1,102	16,04	518,57
Этан С2Н6	1,356	1,264	0,880	0,940	30,07	276,64
Пропан С3Н8	2,010	1,872	0,770	0,820	44,09	188,68
Бутан С4Н10	2,307	2,519	0,690	0,760	58,12	143,08
Пентан С5Н12	3,457	3,228	0,636	0,632	72,15	115,23
Азот N2	1,251	1,165	1,710	1,840	28,02	296,75
Окись углерода СО	1,250	1,165	–	–	28,01	296,94
Двуокись углерода СО2	1,977	1,842	1,400	1,650	44,01	188,97
Сероводород Н2S	1,539	1,434	1,230	–	34,02	115,23
Воздух	1,293	1,206	1,745	1,822	28,96	292,70

Плотность газа при стандартных условиях (293 К и 0,101325 МПа) определяется по формуле аддитивности (сложения)

ρ_СТ = a₁ · ρ₁ + a₂ · ρ₂ + … + a_n · ρ_n, (9)

где а ₁, …, а_n – доля каждого компонента в смеси для данного состава газа;

ρ₁,…, ρ_n – плотность компонента при стандартных условиях, кг/м³.

Молярная масса

М = а₁ · М₁ + а₂ · М₂ + … + а_n · М_n, (10)

где М₁, …, М_n – молярная масса компонента, кг/кмоль.

Газовая постоянная (Дж/(кг·К)):

(11)

где = 8314,4 – универсальная газовая постоянная, Дж/(кмоль·К).

Псевдокритическая температура Т_ПК (К) и давление р_ПК (МПа) для природных газов с содержанием метана 85 % и более могут быть найдены по известной плотности газа при стандартных условиях [8]:

Т_ПК = 155,24 · (0,564 + ρ_СТ), (12)

р_ПК = 0,1773 · (26,831 – ρ_СТ), (13)

Относительная плотность газа по воздуху

. (14)