Проектирование реконструкции Александровогайского ЛПУМГ

- подавление взрыва с помощью датчиков включающих устройства, выпускающих гасящее вещество, которое предотвращает распространение пламени.

9.6 Инженерно-технические мероприятия по защите КС от пожаров

Основные причины возникновения пожаров:

Пожар - это неконтролируемый процесс горения сопровождающийся уничтожением материальных ценностей и создающего опасность для жизни людей.

- разрушение трубопроводов с взрывоопасными газами;

- короткое замыкание в электропроводке;

- несоблюдение мер предосторожности при электрической и газовой сварке, монтажа и эксплуатации электрических сетей и временных электроустановок;

- нарушение противопожарного режима при строительно-монтажных работах и обращении с открытым огнем и т.д.

По степени возгорания зданий и сооружения КС относятся к I группе, т.к. все основные конструкции выполнены из несгораемых материалов и имеют большой предел огнестойкости. При возникновении и распространении пожаров действуют следующие факторы:

- огнестойкость зданий и сооружений;

- пожарная опасность производства;

- плотность застройки территории КС;

- метеорологические условия. Мероприятия.

- плотность застройки территории КС должна быть строго определена СНиППН1-Т1;

- применение в строительных конструкциях зданий материалов повышающих их огнестойкость;

- применение противопожарных преград;

- ограничение количества горючего вещества в производственном помещении;

- при проектировании зданий строго соблюдать условия безопасности и быстрой эвакуации людей;

- для быстрой и точной передачи сообщений о пожаре и месте его возникновения, а так же приведения в действие производственных автоматических средств тушения, организуется пожарная сигнализация и связь;

- оборудование рабочих мест средствами тушения;

- устранение возможных источников пожара на КС (места для курения должны находиться вне территории КС).

Выводы

Объекты газовой промышленности связаны с добычей, транспортом, хранением и переработкой газа и газоконденсата. Эти вещества обладают повышенной пожаровзрывоопасностью, поэтому необходимо принимать меры по обеспечению безопасности. Следует отметить, что эффективность такой работы может быть обеспечена только в условиях, когда мероприятия по предотвращению взрывов и пожаров эффективны, если они осуществляются уже на этапе проектирования вновь строящихся и реконструируемых объектов.

При обслуживании КС условия труда должны соответствовать длительному сохранению работоспособности и нормальной жизнедеятельности персонала станции. Это достигается путем обеспечения безопасности и созданием благоприятных санитарно-гигиенических и эстетических условий на рабочих местах.

10. ОЖИДАЕМЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ 7-ГО ЦЕХА АЛЕКСАНДРОВО-ГАЙСКОЙ КС

В разделе определяется выгодность установки регенератора на агрегат ГТК-10И, определяются технико-экономические показатели с регенерацией, которые позволяют сделать вывод об эффективности и целесообразности данного проекта

Производительность 7-го цеха Ал-Гайской КС -- 80 млн.м³/сут. Для ее обеспечения установлены семь агрегатов ГТК-10И -- пять основных и два резервных. Производительность каждого агрегата 16 млн.м³/сут. Себестоимость компримирования газа рассчитывается по годовым эксплуатационным затратам, разделенным на следующие группы, руб/год:

где: -- затраты на топливный газ, тыс.руб/год;

-- затраты на расходные материалы (принимаем равными издержкам на горюче-смазочные материалы), тыс.руб/год;

-- затраты на электроэнергию, тыс.руб/год;

-- затраты на оплату труда и отчисления на социальные нужды, тыс.руб/год;

- затраты на текущий ремонт, тыс.руб/год; (входят в состав прочих расходов;

- плата за вредные выбросы, тыс.руб/год;

- амортизационные издержки, тыс.руб/год.

Под расходами на топливный газ понимают расходы на все виды топлива, расходуемого на собственные нужды. Затраты на топливо определим по формуле:

= * *; =955 891,2*0,816*=780007 тыс.руб/год;

где: -- расходы газа на собственные нужды цеха, .

;

=0,62*3520^-2*5*8760=955 891,2м³/год

=3 520 нм³/час=3520*10^-2 м³/час

-- цена топливного газа (=816 руб/1000 м³);

-- относительное время нахождения агрегата в работе, для ГТК-10И составляет 62%;

-- расход топлива с учетом регенеративного цикла, нм/час;=0,753 кг/с=3 520 нм³/час

n -- количество постоянно работающих агрегатов.

Под затратами на вспомогательные материалы понимаются затраты на различные виды масел, используемых на газоперекачивающих станциях:

, тыс.руб/год;

где: -- цена масла, = 11 183 тыс.руб/т (марка ТП-22);

-- расход масла компрессорной станцией (цехом), т/год.

= 0,62 * 0,88 * 5 * 8760=23,897 т/год.

где: -- удельная норма расхода масла, =0,88 кг/маш. час.

= 23,897 * 11,183=267,240 тыс.руб/год.

В составляющую амортизации основных фондов включается сумма амортизационных отчислений по данным первоначальной стоимости всех производственных фондов ГПС и действующих отчислений по основным средствам. Норма амортизационных отчислений выражается различной величиной для всех составляющих основных фондов: для зданий, сооружений, оборудования.

Капитальные вложения в компрессорный цех:

К_ГПА= 99 008 тыс.руб/год;

Расчет амортизационных отчислений сводится в таблицы 10.1, 10.2.

Таблица 10.1 Амортизационные отчисления

Наименования	Основные фонды, %	Основные фонды тыс.руб.	Норма ам. отчислений, %	Ам. отчисл. тыс.руб./ год
Здания	10	22 345	3	670,35
Эл.оборудование	40	286,5	5	14,352
Т/оборудование	50	26872	12,8	3 439,61
Итого:	100	49 504	-	4 124,312

Таблица 10.2 Амортизационные отчисления

Наименования	Основные фонды %	Основные фонды, тыс.руб.	Норма ам. отчислений, %	Ам.отчисл. тыс.руб./год
Регенератор	100	5670	2	113,4

Затраты на текущий ремонт определяются как 2% от стоимости основных фондов;

=0,02* 49 504=990,08тыс.руб/год.

На газоперекачивающих станциях расчет платы за электроэнергию берется по двухставочному тарифу. Затраты на электроэнергию определяется по формуле:

;

где N _ЭЭ -- суммарная установочная мощность потребителя, равна 1375 кВт.

час/год использования установленной мощности,

-- плата за 1кВт.ч. покупаемой электроэнергии, рассчитывается по двухставочному тарифу, где дополнительная ставка за потребленную активную энергию 1,153руб/кВт.ч. Число часов использования заявленной активной нагрузки (по данным преддипломной практики) составило 4 500 часов. Основная ставка за каждый кВт максимальной нагрузки составило 1 524руб/кВт.ч

Плата за загрязнение предприятием (объектом) окружающей природной среды складывается из трех состовляющих:

где -- плата за ПДВ, т.е. за загрязнения природной окружающей среды в размерах, не превышающих установленные природопользователю предельно допустимые нормативы выбросов, сбросов загрязняющих веществ, объемы размещения отходов, уровня вредного воздействия, определяемая путем умножения соответствующих базовых нормативов (ставок) платы на величину упомянутых видов загрязнения и суммирования полученных произведений по видам загрязнения:

ПЛ₂ -- плата за превышение ПДВ, т.е. плата за загрязнение окружающей природной среды в пределах установленных лимитов (временно согласованных нормативов), определяемая путем умножения соответствующих базовых нормативов (ставок) платы на разницу между лимитными и предельно допустимыми выбросами и суммирования полученных произведений по видам загрязнения:

ПЛ₃ -- плата за превышение ПДВ и лимитов, т.е. плата за сверхлимитное загрязнение окружающей среды, определяемая путем умножения соответствующих нормативов (ставок) платы за загрязнение в пределах установленных лимитов на величину превышения фактической массы выбросов над установленными лимитами, суммирования полученных произведений по видам загрязнения и умножения этих сумм на пятикратный повышающий коэффициент:

-- коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния атмосферного воздуха и почвы (для Саратовской области К₁ = 2,28);

-- коэффициент, учитывающий увеличение базовых нормативов платы за выбросы по сравнению с 1993 годом (принимается равным 110,9).



Платежи за предельно допустимые выбросы осуществляются предприятием - природопользователем за счет себестоимости продукции, т.е. учитываются в издержках (себестоимости) на производство продукции в элементе «платежи за ПДВ»

Платежи за превышение предельно допустимых выбросов осуществляются предприятием - природопользователем за счет прибыли, остающейся в распоряжении природопользователя.

Для данного варианта реконструкции плата за вредные выбросы определена в разделе 8 настоящего проекта:

.

В составляющей «оплата труда» отражается основная и дополнительная оплата труда всего промышленного производственного персонала, включая премии рабочим, выплачиваемые из фонда оплаты труда.

Количество персонала зависит от мощности и компоновки машин, типа привода, от количества промышленных площадок на различных участках производства. Оплата труда основного производственного персонала за год составит оплату труда производственного персонала за месяц, умноженную на 12 месяцев.

В составляющей ”отчисления на социальные нужды” отражаются отчисления по установленным нормам от общий суммы основной и дополнительной оплаты труда:



где: б -- отчисления на социальные нужды по установленным нормативам, равны 26%.

;

где - 1177,248 (зарплата цеха за 12 мес.) см таб. 10.3

.

Годовые издержки составят:

Рассчитаем суммарную себестоимость транспортировки газа:

Таблица 10.3 Оплата труда основного производственного персонала.

Разряд	Тариф,руб/час	Зарплата по тарифу, руб/мес.	Премия,30-45%руб/мес.	Зарплата, руб/мес.	Количество работающих человек	Суммарная зарплата по разрядам.руб/мес.	Суммарная зарплата по разрядам.руб/12мес.
ИТР	28,62	4808	2164	6972	3	20916	250,992
6 разряд	25,61	4302	1291	5593	4	22372	268,464
5 разряд	21,94	3681	1104	4785	8	38280	459,36
4 разряд	18,93	3180	954	4134	4	16536	198,432
Итого		15971	5513	21484	19	98104	1177,248

Таблица 10.4 Технико-экономические показатели проекта реконструкции КС-7

Показатели	Единица измерения	Величина показателя
Производительность станции в год		18,8
Рабочее давление	МПа	7,6
Количество перекачивающих агрегатов	шт.	5
резервных	шт.	2
Капиталовложения в реконструкцию цеха	тыс.руб.	49 504
Годовые эксплутационные расходы	тыс.руб.	8097,54
в том числе:
Затраты на топливный газ	тыс.руб.	780,007
Затраты на масло	тыс.руб.	267,240
Амортизационные отчисления	тыс.руб.	4 237,712
Затраты на электроэнергию	тыс.руб.	336,875
Расходы на оплату труда	тыс.руб.	1 177,248
Отчисления на социальные нужды	тыс.руб.	306,084
Прочие расходы (текущий ремонт)	тыс.руб.	990,08
Плата за выбросы в окружающую среду	тыс.руб.	2,3
Себестоимость компримирования газа	руб./1000 м3	4, 7
Срок окупаемости	год	3,8
Интегральный эффект	млн.руб.	92445,4
Индекс доходности	руб./руб.	1,87
Внутренняя норма доходности	%	20,1

Таблица 10.5 Расчет показателей коммерческой эффективности проекта реконструкции КС

Показатели	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	ИТОГО
Капитальные затраты	49504,000	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Текущие издержки	-	13211,8	13211,8	13211,8	13211,8	13211,8	13211,8	13211,8	13211,8	13211,8	118906,2
Выручка от реализации	-	40320,0	40320,0	40320,0	40320,0	40320,0	40320,0	40320,0	40320,0	40320,0	362880,0
Чистый поток	-49504,0	27108,2	27108,2	27108,2	27108,2	27108,2	27108,2	27108,2	27108,2	27108,2	194469,8
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,826	0,751	0,683	0,621	0,565	0,513	0,467	0,424	0,386
Дисконтированный чистый поток денег	-49504,0	22402,2	20358,3	18514,9	16834,2	15316,1	13906,5	12659,5	11493,9	10463,8	92445,4
Накопленный дисконтированный чистый поток денег	-49504,0	-27101,8	-6743,5	11771,4	28605,6	43921,7	57828,2	70487,7	81981,6	92445,4

Таблица 10.6 Показатели коммерческой эффективности

Наименования	Единица измерения	Значение
Чистый дисконтированный доход (ЧДД) за 10 лет	млн.руб.	92445,4
Внутренняя норма доходности (ВНД)	%	20,1
Дисконтированный срок окупаемости	год	3,8
Индекс доходности(ИД)	руб/руб	1,87

Внутренняя норма доходности представляет собой норму дисконта, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капитальным затратам. Внутренняя норма доходности определяется на основе решения следующего уравнения:

;

Использую функцию подбора параметра Microsoft Excel, легко определить требуемую величину. Внутренняя норма доходности данного проекта равна 20,1 %, что больше нормы доходности, требуемой инвестором (15 %). Следовательно, вложение денежных средств в данный проект более чем оправдано.

Индекс доходности -- это отношение суммы приведенных эффектов к величине капитальных вложений (капитальных затрат):

;

где -- результаты, достигнутые в году t;

-- затраты в том же году (без учета капитальных вложений).

Индекс доходности больше 1, следовательно, проект эффективен.

Срок окупаемости проекта -- это минимальный временной интервал от начала осуществления проекта, за пределами которого интегральный эффект становиться неотрицательным. Наиболее наглядным образом данный показатель можно представить в виде графика.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Около 85% суммарной мощности ГПА магистрального трубопровода приходится на перекачку газа газотурбинными установками. Среднее эксплуатационное значение КПД агрегатов не превышает 21-23% при проектных значениях 25-27%. Анализ режимов работы 7-го цеха Ал-Гайской КС предприятия "Югтрансгаз", где установлены агрегаты ГТК-10И в безрегенеративном исполнении показал, что существенная экономия топливного газа может быть обеспечена путем установки регенератора.

2. Разработан проект реконструкции 7-го цеха, выбрано основное и вспомогательное оборудование технологической схемы. Выполнены теплотехнические расчеты привода ГПА, центробежного нагнетателя и участка магистрального газопровода "Ал-Гай - Паласовка". Показана термодинамическая эффективность установки регенератора в тепловой схеме ГТУ типа ГТК-10И. Повышение эффективного КПД составило с 21% до 31,8%.

3. Разработаны вопросы электроснабжения 7-го цеха Ал-Гайской КС, на основе расчетов токов короткого замыкания выбрано основное и вспомогательное оборудование схемы электроснабжения. Разработаны вопросы оценки воздействия КС на окружающую среду, обеспечение охраны труда и безопасности КС.

4. Разработана конструкция регенератора. Проведены теплогидравлический и прочностной расчеты регенератора, а также приняты основные компоновочные размеры.

Расчетами установлено, что при степени регенерации 0,73 суммарная поверхность теплообмена составляет 5420 м2. Дополнительные сопротивления не превышают 10%, что приводит к снижению мощности на 350 кВт.

5. Проведено технико-экономическое обоснование реконструкции 7-го цеха. Обоснование проведено с использованием методологии проектного анализа по критериям:

- интегральный экономический эффект 92445,4 млн.руб.

- индекс доходности 1,87 руб./руб.

- внутренняя норма доходности 20,1 %

- срок окупаемости 3,8 года

- время реализации проекта 1 год

- срок проекта 10 лет

- сумма инвестиций 49 504 тыс. руб.

6. Рассчитаны ожидаемые технико-экономические показатели 7-го цеха Ал-Гайской КС с установкой регенераторов.

Себестоимость компримирования газа составляет 4,7 руб/1000 , экономия топливного газа -- 15,403 млн. руб/год

7. Проведен выбор способов контроля состояния трубопроводов, в результате которого экономически обосновано применение внутритрубной дефектоскопии, при диагностике трубопроводов длиной более 1,5 км.

Полученные технико-экономические показатели указывают на целесообразность проведения реконструкции и обеспечивает повышение эффективности работы компрессорной станции.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. М.: Энергия, 1982. 62с.

2. Справочник работника газовой промышленности. / Воков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. М.: Недра, 1989. 286с.

3. Теплотехника. Методические указания. / Попова Т.И., Гончаренко О.В. Саратов. Роторный. 1992. 25с.

4. Теоретические основы теплотехники. Справочник. / Григорьев В.А., Зорин В.И. М.: Энергоиздат, 1988. 556с.

5. Пособие к курсовому проектированию для энергетиков. / Под ред. Блока В.М. М.: Высшая школа, 1990. 384с.

6. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. М.: Энергоиздат, 1991. 464с.

7. Защитное заземление. Методические указания. / Лабанова Т.Д., Яковлев Б.Н. Саратов, 1988. 18с.

8. Нейфельд М.Р. заземление, защитные методы электробезопасности. М.: Энергия, 1971.

9. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М.: Инфорэлектро, 1994. 81с.

10. Пожарная безопасность и производственная санитария в нефтеперерабатывающей и нефтегазодобывающей производствах. Правила и нормы. / Ю.С. Карлеев. М.: Недра, 1989.

11. Организация финансов на магистральных газопроводах. / Шипало-ваИ.М. Л.: Недра, 1973. 264с.

12. Организация финансов на магистральных газопроводах. Л.: Недра, 1983. 136с.

13. Осипова Г.А., Голик В.Г., Вытова Е.А. Экономика, организация и планирование газового хозяйства. М.: Стройиздат, 1975. 271с.

14. Экологические показатели работы газоперекачивающих станций. Методические указания. / Голубь Н.В., Артемьев СВ. Саратов.: СГТУ, 1992. 16с.

15. Осипов Г.П. Защита зданий от шума. М.: Стройиздат, 1972.

16. Обработка сточных вод предприятий малой и средней мощности. Германия. 50с.

17. Электрообессоливание воды на пористых углеродных электродах. / Уездников М.Б., Шарый М.Б. М: Химия, 1989. 105с.

18. Зейкалов А.Б. Умягчение воды с утилизацией стоков. М. 1989.

19. Федосеев Б.С. Экологическая чистка технологии подготовка. М. 1989. 108с.

20. Голубь Н.В. Технологические показатели газоперекачивающих агрегатов. Методические указания. Саратов. 1990. 34с.

21. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. / Под ред. Кузнецова и др. М: Энергия, 1973. 296с.

22. Платровский А.С. Повышение эффективности работы компрессорных станций. Информационный сборник №4. М. 1990. 87с.

23. Зарубежные газоперекачивающие агрегаты. / Ермошкин А.Г., Радчек И.И., Федосеев В.В. М.: Недра, 1979. 247с.

24. Техническая инструкция по эксплуатации агрегатов ГТК-10И. М. 1979. 396с.

25. Техническая документация по установке регенераторов на агрегаты ГТК-10И.т.т. 1-8.

26. Костюк А.Г., Шерстюк А.И. Газотурбинные установки. М.: Высшая школа, 1979. 253с.

27. Вукалович М.П. Новиков И.И. техническая термодинамика. М.: Энергия, 1968. 495с.

28. Костюк А.Г., Фролов В.И. Паровые и газовые турбины. М. Энергоиз-дат, 1985.351с.

29. Пчелкин Ю.М. Камеры сгорания газотурбинных двигателей. М.: Машиностроение, 1967. 108с.

30. ВРД 39-1.10-004-99 Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами их ранжирования по степени опасности и определению остаточного ресурса

31. Протокол согласования оптовых цен на работы по внутритрубной диагностике магистральных газопроводов, производимых ЗАО ПО «Спецнефте-газ» и ДАО «Оргэнергогаз» на 2002 год.

32. Калькуляция цен на выполняемые работы по МГ и ГРС. от 03. 03.2005г. по Ал-Гайскому ЛПУ.

Размещено на Allbest.ru