Проект строительства участка газопровода с пропускной способностью 12 млрд.м3/год

В дипломном проекте приняты проектные решения по участку магистрального газопровода Казахстан-Китай от границы Республики Узбекистан до компрессорной станций КС-1 «Алимтау».
Раздел содержит технологические решения по станционным сооружениям, входящим в состав магистрального газопровода, проходящего по маршруту от границы Республики Узбекистан (РУ) с Республикой Казахстан (РК) через г. Шымкент до г. Хоргос (на территории Китайской Народной Республики (КНР)). В разделе приняты решения по компоновке компрессорной станций (КС), а так же наращивании мощности КС путем ввода в эксплуатацию дополнительных газоперекачивающих агрегатов (ГПА) по мере увеличения производительности магистрального газопровода. Для обеспечения контроля над процессом перекачки газа по магистральному газопроводу и обеспе ...

Технологическая схема КС принята параллельная, с подключением каждого ГПА в общий коллектор входного газопровода и в общий коллектор выходного газопровода.
Диаметры коллектора КС приняты 1219 мм, при максимальной скорости полного объема газа на входном коллекторе 11,44 м/сек., и на выходном коллекторе 12,51 м/сек.
В состав компрессорной станции входят:
1. Технологические установки:
- компримирования газ;
- очистки газа;
- охлаждения газа;
- охлаждения масла газоперекачивающих агрегатов;
- подготовка газа топливного и газа для собственных нужд;
- воздухоснабжение;
2. Склады:
- горюче-смазочных материалов;
- материалов;
- оборудования, трубопроводов, арматуры и т.п.;
3 Системы:
- электроснабжение и молниезащиты;
- теплоснабжения, утилизации тепла, отопления и вентиляция;
- производственно- хозяйственного и пожарного водоснабжения;
- канализации;
- контроля и управления;
- телефонной связи, радиофикации, часификации;
- пожарной и охранной сигнализации;
- автоматического пожаротушения;
4. Технологические коммуникации с запорной арматурой;
5. Административно- бытовые помещения;
6. Подсобно-производственные помещения;
7. Вспомогательные объекты

ВВЕДЕНИЕ

Роль газа в современной экономике в общем объеме потребляемых энергоносителей составляет 25%. На долю трубопроводов приходится 94% общего объема транспортных услуг.
Указанная доля газа в общем объеме энергоносителей и транспортных операции, которые приходят на трубопровод определяет роль в экономике Казахстана.
Главным оператором транспортировки газа по территории Республики Казахстан является АО «КазТрансГаз». Компания представляет интересы государства на газовом рынке страны и в мире. Основными направления деятельности группы компаний АО " КазТрансГаз " являются:
- Транспортировка газа по магистральным газопроводам
- Внутренняя транспортировка, транспортировка на экспорт
- Международный транзит природного газа
- Хранение газа в подземных хранилищах газа (ПХГ)
- Транс портировка газа по распределительным газопроводам
- Реализация природного газа на внутреннем рынке
- Добыча и переработка газа
- Производство и реализация электроэнергии
- Реализация программ по развитию газовой отрасли Республики Казахстан
АО " КазТрансГаз " владеет более чем 10 тысячами километров магистральных трубопроводов, 26 компрессорными станциями, на которых установлены 308 газоперекачивающих агрегатов, 3 подземных хранилищах газа.

1.1.2)1.9 Переход через железную дорогуТолщину футляра определяем по формуле (2.1.1.2) Действующие нагрузки такие как при расчете перехода через автомобильные дороги [16].Расчетные значения величин:средний удельный вес грунта в естественном состоянии по высоте γгр.ср=19 кН/м3; высота заглубления Н=2 м; расчетное давление от подвижного транспорта на футляр qп=56 кПа;Подставляя значения находим: qгр.б= 1,2·19·3·(2+1,22/2)tg2(45-19/2)=178,524·0,57= =101,4 кПа (2.1.1.6) qгр.в=1,2·19·2=45,6 кПа (2.1.1.7) М= 0,25·0,612(45,6+56-101,4)=0,019 кН (2.1.1.4) N=-0,61· (45,6+56)= -62 кН/м (2.1.1.3) (2.1.1.2)3 Экономический раздел В данной главе представлен расчет технико-экономических показателей газотранспортного предприятия в состав, которого войдет проектируемый участок магистрального газопровода Казахстан-Китай, предназначенный для перекачки 12 млрд. м3 газа в год.Для достижения поставленной цели требуется инвестирование средств в форме капитальных вложений в строительство следующих технологических объектов:1) строительство 2-х компрессорных станции Алимтау и Керейт;2) общее количество устанавливаемых газоперекачивающих агрегатов в количестве 6 шт.;3) прокладку труб, общей протяженностью 367 [км] и Ø 1067 [мм];4) строительство объектов обслуживающего назначения;5)строительство объектов вспомогательного назначения.3.1 Расчёт капитальных вложений.Капитальные вложения в газопровод определяются на основе удельных показателей.Удельные капитальные вложения на сооружение 1 км линейной части газопровода в нормативной базе даются с разбивкой по видам затрат:стоимость строительно-монтажных работ (СМР);стоимость оборудования;прочие затраты.Удельные капитальные вложения на строительство 1 км газопровода на j- ом участке газопровода с учётом территориальных коэффициентов определяем по формуле: (3.1)где:Ксмр, Коб, Кпр – нормативные удельные затраты соответственно на строительно-монтажные работы ( СМР ), оборудование, прочие виды работ, [тыс.тенге./км]; - территориальные коэффициенты соответственно на стоимость СМР, оборудования и прочие затраты.Капитальные вложения в линейную часть газопровода определяем по формуле: , (3.2)где:Кj – удельные капитальные вложения на строительство 1 км газопровода на j-ом участке с учётом территориальных коэффициентов; Lij - протяжённость j-ого участка газопровода при наличии i-ых топографических условиях местности; - коэффициент, учитывающий особенности i-ых топографических условий местности на j-ом участке участка газопровода; - коэффициент, учитывающий отклонения от нормативных условий на j-ом участке участка газопровода.Затраты на строительно-монтажные работы: , (3.3)Капитальные вложения в строительство компрессорных станций проектируемого газопровода определяется по формуле: , (3.4)где:- капитальные вложения в строительство компрессорного цеха i-ой КС; - капитальные вложения в строительство установки охлаждения газа i-й КС; - капитальные вложения в строительство воздушных линий электропередачи на i-й КС; - капитальные вложения в строительство подстанции i-й КС; - капитальные вложения в строительство теплоэлектростанции i-й КС. Аналогично определяем стоимость строительно-монтажных работ: (3.5)Расчёт капитальных вложений в строительство компрессорного цеха производится по формуле: (3.6)где:- стоимость строительно-монтажных работ по компрессорному цеху i-й КС; - стоимость оборудования по компрессорному цеху i-й КС; - прочие затраты по компрессорному цеху i-й КС; - территориальные коэффициенты;- коэффициент, учитывающий отклонения условий строительства i-й КС от нормативных. Результаты сведены в таблицу 3.1Таблица 3.1.Объёмы капитальных вложений необходимых для реализации проектаНаименование показателяОбъёмы капитальных вложений, [млн. тенге.]Объекты промышленно - производственные – всего, из них:18850,8 - линейная часть15709 - компрессорные станции3141,83.2 Расчёт основных технико-экономических показателей Расход газа на собственные нужды (Qс.н.) определяется по каждой компрессорной станции (КС) по формуле: (3.7)где:N – суммарная мощность работающих на КС газоперекачивающих агрегатов, [тыс. кВт]; Yt – удельный расход топлива, [м3/кВт час]; t – число часов работы КС в год, [час].Расчёт расхода газа на собственные нужды представлен в таблице 3.2: Таблица 3.2Расход газа на собственные нуждыКоличество КС, [шт.]Количество рабочих ГПА на всех КС, [шт.]Объём газа на собственные нужды, [млн.м3/год]26140,8Норма технически неизбежных потерь газа (Qпот.) устанавливается в процентах к общему объёму поступления (Qпост.) газа в газотранспортную систему.Согласно опыту эксплуатации аналогичных газотранспортных систем норма технически неизбежных потерь газа принимается равной 0,4 % .Результат расчёта объёма технически неизбежных потерь представлен в таблице 3.3:Таблица 3.3Объём технически неизбежных потерь Объём годового поступления газа в систему магистральных газопроводов, [млн.м3/год.]Объём технически неизбежных потерь газа, [млн.м3/год.]1200065,96При планировании и анализе работы магистральных газопроводов используется показатель объёма транспортируемого газа, который определяется как разность между объёмом поступления и расходом газа на собственные нужды и потерями его при транспортировке и хранении: (3.8)Результат расчёта объёма транспортируемого газа представлен в таблице 3.4:Таблица 3.4Объём транспортируемого газаОбъём годового поступления газа в систему магистральных газопроводов, [млн.м3/год]Объём газа на собственные нужды, [млн.м3/год]Объём технически неизбежных потерь газа, [млн.м3/год]Объём транспортируемого газа, [млн.м3/год]12000140,865,9616283,24 Производственная деятельность предприятия характеризуется показателем транспортной работы (Атр). Объём транспортной работы определяется суммой произведений количества поданного газа каждому потребителю на расстояние от наиболее удалённого поставщика: , (3.9)гдеПк- объём поступления газа k-ому потребителю, [млрд.м3] (k=1,…,m); Lk – расстояние от максимально удалённого источника поступления газа до места отбора газа к k-ому потребителю, [км].Объём транспортной работы представлен в таблице 3.5. Таблица 3.5Объем транспортной работыОбъём транспортируемого газа, [млн.м3/год]Расстояние от максимально удалённого источника поступления газа до места отбора газа к k-ому потребителю, [км]Объём транспортной работы, [млрд.м3 км/год]120003675975,9493.3 Показатели по труду и заработной платеПроектирование участка газопровода приводит к увеличению численности промышленно-производственного персонала на объектах линейной части, которая определяется по формуле: , (3.10) гдеТ - трудоемкость обслуживания 100 км вновь вводимого линейного участка газопровода, Т = 31 [чел./(100 км)]; L - длина вновь вводимого линейного участка газопровода, [км]; nнит - количество ниток газопровода.[чел.].Ввод компрессорных станций приводит к увеличению численности рабочих и ИТР, которая определяется по формуле: (3.11) гдеНч - норма численности рабочих и ИТР на одну вахту на 1000 [кВт] установленной мощности КС, Нч = 0,28 [чел. ·(1000 кВт)-1]; NKC - суммарная установленная мощность КС, [кВт]; NKC = 12000∙3·2 = 72000 [кВт]; nсм - сменность выполнения работ, определяемая из расчета 3-сменного 4-бригадного графика работы; kпep - переходный коэффициент от явочной численности к списочной, равный отношению календарного фонда (365 дней) к эффективному фонду (214 дней) времени рабочего, определяемому на основе баланса рабочего времени, то есть:,[чел.].Общая численность промышленно-производственного персонала (ППП) газотранспортного предприятия определяется по формуле: , (3.12)217 [чел.] и составляет 88 %. Следовательно, оставшиеся 12 % приходятся на непромышленный персонал, то есть 30 [чел.] - непромышленный персонал;Тогда общая численность работников газотранспортного предприятия равна: [чел.].Для планирования фонда заработной платы используются типовые положения по оплате труда работников газовой промышленности и действующая тарифная сетка ОАО Газпром.Расчет фонда заработной платы работников ведется исходя из планируемой численности и средней заработной платы по формуле: , (3.13)гдеЗi - среднемесячная заработная плата работника i-ой категории, [тенге.]; Чi - численность i-ой категории работника, [чел.].Общий фонд заработной платы определяется как сумма по всем категориям работников согласно формуле: , (3.14)Для определения фонда заработной платы, необходимо принять следующие размеры окладов: - руководители - 100000 [тенге.];- специалисты - 75000 [тенге.];- рабочие - 60000 [тенге.]; - непромышленный персонал - 20000 [тенге.].Принимаем размер премии из фонда заработной платы 50 [%].Расчет фонда заработной платы для рабочих.Эффективный фонд рабочего времени в часах определяется по формуле: , (3.15)гдеtэф = 214 дней, эффективный фонд рабочего времени.Тэф. = 214∙8 = 1712 [час.].Оплата по тарифу за 11 рабочих месяцев определяется по формуле: , (3.16)гдеТопл - средний заработок рабочих по тарифу, [тенге.]. 77,1 [тенге. · час-1].Расчет праздничных часов осуществляется по формуле: , (3.17)гдеkсм - коэффициент сменности, равный отношению номинального фонда рабочего времени (250 дней) к эффективному (214 дней): ;Nбр=4 - число бригад.41,02 [час.].Расчет ночных часов осуществляется по формуле: , (3.18)624 [часа].Для определения оплаты отпуска, необходимо определить дневной заработок рабочего по формуле: , (3.19)где:Зт, Зп, Зн, Зпр - оплата соответственно по тарифу, премиальных, ночных и праздничных часов, [тенге].Доплата за работу в ночное время составляет 20 [%] тарифной ставки:Зн = 624 ∙ 77,1 ∙ 0,2 = 9622,1 [тенге.].Доплата за праздничные дни 100 [%]:Зпр = 41,02 ∙ 77,1 = 3162,6 [тенге.].985 [тенге.].Оплата отпуска и гособязанностей:= 29550 [тенге.];= 3940 [тенге.].Результаты расчетов сведены в таблицу 3.6.Таблица 3.6Фонд заработной платыНаименование категорий работниковКол-во, [чел.]Основной ФЗПДневной заработок работни-ковДополнительный ФЗПОбщийФЗП (п.11·п.2), [млн. тенге.]Тарифная ставка или оклад, [тенге.]Размер оплаты по тарифу или окладу (п.3·11)Премия из ФЗП 50 [%]Доплата за работу в праздникиИтого (п.4 +п.5+ п.6)Оплата отпускаОплата дней выполн. гособяз.Итого1234567891011121. Руководители19100000220000--220000-30000-2500004,752. Специалисты4045000165000--165000-22500-1875007,53. Рабочие15860000132000660003162,620116398529550394023563837,234. Непромышлен-ный персонал302000044000--44000-6000-500001,50Итого24750,98Расчёт производительности труда.Объём товарного газа (Qтов.) в расчёте на одного работника, занятого в транспорте газа, определяется по формуле: (3.20)Результаты расчетов сведены в таблицу 3.7.Таблица 3.7Объём товарного газа в расчёте на одного работникаОбъём транспортируемого газа,[млн.м3/год]Общая численность (Чоб), [чел.]Объём товарного газа в расчёте на одного работника,[млн.м3/чел]1200021775,03Объём транспортной работы (Атр) в расчёте на одного работника, занятого в транспорте газа (Чоб) находим по формуле: , (3.21)Таблица 3.8Объём транспортной работы в расчёте на одного работникаОбъём транспортной работы, [млрд.м3/год]Общая численность (Чоб), [чел.]Объём транспортной работы в расчёте на одного работника,[млрд.м3/чел]5975,94921727,53 3.4 Расчет материально-технического обеспечения.Потребность в конкретном виде материально-технического ресурса проектируемого газотранспортного предприятия определяется по формуле: (3.22)где - норма расхода iго материала на единицу jой продукции (работ) на период t; - объём производства jой продукции на период t.Результаты расчетов потребности в конкретном виде материально-технического ресурса проектируемого газотранспортного предприятия представлены в таблице 3.9. Таблица 3.9Нормы расхода топлива для автотракторной техникиПоказателиОбъём работНорма расхода на единицу работПотребность, [т]Ед. изм.ВеличинаЕд.изм.ВеличинаА. Бензин.Грузовые автомашины[млн т·км]15[г·(т·км)-1]130,01950Легковой автомашины[шт.]13[т]8,0104Специальные автомашины[шт.]130[т]8,01040Автобусы[шт.]25[т]10,0250Б. Дизельное топливоГрузовые автомашины[млн т·км]15[г·(т·км)-1]92,01380Специальные автомашины[шт.]20[т]4,080Тракторы и ттенгеоукладчики[шт.]80[т]4,0320Бульдозеры и автогрейдеры[шт.]60[т]4,0240Экскаваторы[шт.]60[т]4,0240Прочие механизмы[шт.]80[т]5,0400Расчёт потребности в турбинных маслах приведён в таблице 3.10.Таблица 3.10Потребность в турбинных маслах№ КСКоличество ГПА на КСТип ГПАОбъём работы КС, [маш.час.]Норма расхода масла, [кг/маш.час]Потребность на эксплуатацию, [тонн.]13ГПА-1287601,028,923ГПА-1287601,028,9Итого657,816Потребность в основных материалах определяется по формуле; ; (3.23) Результаты расчета представлены в таблице 3.11.Таблица 3.11Потребность в основных материалахУдельные нормы расхода материалов на 1 [млн. м3] транспортируемого газа№ПоказателиНорма расходаПотребность на эксплуатациюРазмерностьЕд. изм.Величина1Прокат[кг/(млн. м3)]15,0244[т]2Трубы[кг/(млн. м3)]10,0162,67[т]3Деловая древесина[м3/(млн. м3)]0,06976[м3]4Цемент[кг/(млн. м3)]12,0195,2[т]5Стекло[м2/(млн. м3)]0,152440[м2]6Масла прочие[кг/(млн. м3)]2,642,29[т]7Метанол[кг/(млн. м3)]48,0780,8[т]8Одорант[кг/(млн. м3)]4,065,07[т]9Нефтебитумы[кг/(млн. м3)]3,048,8[т]На основе выявленной потребности в материально-технических ресурсах составляем баланс материально-технического обеспечения, который приведен в таблице 3.12.Таблица 3.12Баланс материально-технического обеспечения№ п/пНаименование материаловЦенаРасходЗатраты,[млн. тенге.]1Бензин14000 [тенге./т]334446,8162Дизельное топливо10000 [тенге./т]266026,63Масло турбинное9400 [тенге./т]52,560,4944Прочие масла10000 [тенге./т]42,290,42295Прокат6000 [тенге./т]2441,4646Трубы10000 [тенге./т]162,671,6277Деловая древесина1500 [тенге./м3]9761,4648Цемент2000 [б./т]195,20,399Стекло300 [тенге./м2]24400,73210Метанол3940 [тенге./т]780,83,07611Одорант6880 [тенге./т]65,070,44712Нефтебитумы2200 [тенге./т]48,80,107ИТОГО83,6413Прочие материалы15,05ВСЕГО98,69Затраты на прочие материалы принимаются от затрат расчетного периода в размере 18 [%].Определение затрат по статье электроэнергия покупная базируется на расчёте общей потребности как для производственных, так и для хозяйственных нужд. Стоимость электроэнергии определяется по прейскуранту № 09-01. Прейскурант предусматривает двухставочные тарифы. По двухставочному тарифу оплачивается электроэнергия, расходуемая на всех промплощадках ЛПУмг с присоединённой мощностью свыше 750 киловольт–ампер. Двухставочный тариф состоит из основной и дополнительной платы. Основная предусматривает годовую оплату за 1 [кВт] заявленной потребителем мощности. Под заявленной мощностью имеется в виду наибольшая получасовая мощность в [кВт] (не ниже 500 [кВт]), отпускаемая потребителям в часы суточного максимума нагрузки энергосистемы. Дополнительная плата двухставочного тарифа предусматривает оплату за киловатт-час потребляемой электроэнергии, учтённой счётчиком.Расчет электроэнергии покупной определяем по формуле: , (3.24)гдеNэ - рабочая мощность электроприемников ГПА, [кВт/ГПА]; nагр - число работающих на КС агрегатов, [шт.]; t - число часов работы агрегатов в год; Кзаг. = 0,9 - коэффициент загрузки. Э КС= 2 ∙110 ∙ 0,9 ∙ 8760 = 1734480 [кВт∙ час в год].Зная потребность в электроэнергии по КС и тариф, определяю стоимость потребленной электроэнергии. С КС= 1734480 ∙ 14,53 = 2,653 [млн.тенге.];Результаты расчета потребности и затрат на электроэнергию проводится в таблицах 3.13.Таблица 3.13 Потребности и затраты на электроэнергиюТип приводаЧисло КСЧисло ГПА на КСОсновная платаЗаявл. потребителем мощность, [кВт]Тариф за 1 кВт, [тенге]Плата за заявл. мощность, [млн.тенге.]ГПА–1223(2+1)3302000.132Продолжение таблицы 3.13Дополнительная платаВсего, [млн. тенге.]Рабочая мощность электроприемников одного ГПА, [кВт]Потребность в электроэнергии по КС, [кВт·ч]Тариф за 1 кВт·ч, [тенге.]Стоимость потребленной электроэнергии, [млн.тенге.]110173448014,535.3075.439Затраты связанные с расходом газа на собственные нужды определяем исходя из объёма газа идущего на собственные нужды и цены покупки газа.Стоимость газа на собственные нужды принята равной стоимости потерь газа при транспортировке и хранении 600 тенге/тыс.м3 .Затраты связанные с расходом газа на собственные нужды приведены в таблице 3.14.Таблица 3.14Затраты связанные с расходом газа на собственные нуждыОбъём газа на собственные нужды, [млн.м3/год]Стоимость газа на собственные нужды, [тенге/тыс.м3]Затраты, [тыс.тенге.]140,860084480Стоимость потерь газа при транспортировке и хранении определяются произведением средневзвешенной цены покупки газа на объём потерь и приведена в таблице 3.15.Таблица 3.15Стоимость потерь газа при транспортировке и храненииОбъём технически неизбежных потерь газа, [млн.м3/год]Стоимость потерь газа [тенге/тыс.м3]Затраты, [тыс.тенге.]65,9660039576 Прочие расходы включают в себя затраты на материалы, связь, авиатранспорт, охрану, плату за землю, подготовку кадров, отчисления в региональный фонд, диагностику, отчисления на НИОКР и другие затраты.Стоимость прочих расходов составляет 26% от рассчитанных ранее затрат. Для определения суммы амортизационных отчислений производится группировка основных фондов в соответствии с их структурой, установленными нормами амортизационных отчислений по группам основных производственных фондов. Структура основных производственных фондов и норм амортизации по группам ОПФ приведена в таблице 3.16.Таблица 3.16Структура основных производственных фондов и норм амортизации по группам ОПФГруппа ОПФСреднегодовая стоимость ОПФ, [млн.тенге.]Норма амортизации, %Амортизационные отчисления, [млн.тенге.]Линейная часть157093471,27Компрессорные станции3141,86,5204,217Всего675,487На основании произведенных расчетов составляем структуру себестоимости, представленную в таблице 3.17.Таблица 3.