Газопровод Тенгиз-Кульсары

C2H6 0,4

C3H8 0,1

Газ указанного состава частично сжигается в камере сгорания 26323 м3/ч воздухом при температуре 60°С, причем сжигаемый газ в трубопроводе имеет соотношение H2S:SO2 как 1,88:1. Газовая смесь охлаждается в холодильнике до 250°С. Выделяющиеся при этом количество элементарной серы составляет 2594 кг в час. Перед стадией катализа проводится нагревание до 280 °С.

Стадия катализа в установке Клауса состоит из двух ступеней, при которых в качестве катализатора используется Al2O3. На стадии катализа и в холодильнике образуется в общей сложности в час 1277 кг элементарной серы. Обработанные на стадии катализа по методу Клауса газы охлаждаются в холодильнике 11 до 135°С.

Газ, выходящий через трубопровод в количестве 8350 м3/ч. Через трубопровод к газу добавляется 99 м3/ч воздуха. Газовая смесь выходит из нагревателя с температурой 205°С. В реакторе для проведения первой стадии обработки находится катализатор, содержащий в свом составе TiO2, с пропиткой из 5 мас. % железа. Катализатор в реакторе второй стадии обработки состоит из Al2O3, пропитанного 1 мас.% никеля.

С целью превращения всех сероудержащих компонентов в двуокись серы газ подается на последующую стадию сжигания, непосредственно за которой следует выброс в атмосферу.

Способ получения элементарной серы из газов, содержащих сероводород и углеродные соединения серы, по методу Клауса, включающий сжигание исходного газа, каталическое окисление продуктов сжигания по меньшей мере на одной ступени с получением элементарной серы, конденсацию образующейся серы охлаждением парогазовой смеси после каждой стадии и последующую переработку отходящих газов смешиванием их с кислородосодержащим газом, пропусканием полученной смеси при повышенной температуре через две стадии каталического окисления, первую из которых осуществляют на катализаторе, содержащем по меньшей мере 80 мас.% TiO2 и пропитанном 0,3-5 мас % никеля, или железа, или кобальта, а вторую стадию проводят при 120-160°С на катализаторе, содержащем по меньшей мере 80 мас% Al2O3, отличающейся тем, что сжигание исходного газа ведут до получения на выходе газовой смеси, содержащей 1-3 моля сероводорода на 1 моль диоксида серы, каталическое окисление продуктов сжигания проводят при температуре выше точки росы серы,

на переработку подают отходящие газы следующего состава, об.%

H2S 0,5-1,5

SO2 0,1-0,5

CoS 0,02-0,3

CS2 0,02-0,3

H2O 20-50

и первую стадию переработки осуществляют при 220-440°С.

Способ шестой. Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано для повышения выхода элементарной серы из сероводородсодержащего газа.

Известен способ получения серы по схеме треть-две для переработки кислых газов с содержанием сероводородов 15-45 об. Третью часть сероводородсодержащего газа в стехиометрическом соотношении с кислородом воздуха направляют для сжигания в топке до сернистого ангидрида. Оставшиеся две трети газа взаимодействуют с полученным сернистым ангидридом на катализаторе с образованием элементарной серы.

Недостатки способа низкий выход серы 85%, проведение процесса в три каталические ступени, ограничение содержания сероводорода в исходном газе.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявляемому, т.е. прототипом, является способ получения серы по методу Клауса из высококонцентрированного сероводородсодержащего газа, включающий сжигание термической ступени основного количества исходного газа, (87% от общего количества) до серы и сернистого ангидрида. Образующаяся сера выводится из газового потока конденсаций паров серы при охлаждении в котле-утилизаторе до 150-155°С. Далее жидкая сера поступает в сборник серы. На последующих стадиях происходит превращение непрореагировавшего сероводорода и сернистого ангидрида до серы в двух каталических ступенях. Полученную серу конденсируют при охлаждении технического газа до 150-155°С в промежуточном конденсаторе- холодильнике и подают в сборник серы.

Охлажденный технологический газ перед паровой каталической ступенью подогревают до 260-270°С в печи подогрева путем смешивания продуктами сжигания сероводородсодержащего газа, подаваемого в количестве 8 об. от общего количества. Подогретый до 260-270°С технологический газ подают в реактор первой каталической ступени, после которого газ охлаждают для освобождения от парообразной серы. Охлажденный технологический газ на второй каталической ступени предварительно подогревают до 235-250°С путем смешивания продуктами сжигания 5 об. сероводородсодержащего газа от общего количества. Подогретый технологический газ поступает в реактор второй каталической ступени, где осуществляется взаимодействие сернистого ангидрида с непрореагировавшим сероводородом технологического газа. Технологический газ после второй каталической ступени охлаждают до 150-155°С для конденсации парообразной серы в котле-утилизаторе и направляют в аппарат для увеличения серы, в котором газ отделяется от механически захваченных капель серы. Затем технологический газ направляют в печь отжига. Выход элементарной серы

93-95%.

Недостаток прототипа относительно низкий выход элементарной серы и загрязнение атмосферы выбросами сернистого ангидрида.

Цель изобретения повышение выхода элементарной серы.

Поставленная цель достигается способом получения элементарной серы из высококонцентрированного сероводородсодержащего газа методом Клауса, включающим сжигание сероводорода в присутствии кислорода при 280-320 °С до серы и двухступенчатое каталическое превращение непрореагировавшего сероводорода в серу, в котором сжигание сероводорода осуществляется при объемном соотношении кислорода к сероводороду, равном (1,9-2,1):1. На первой ступени каталического превращения соотношение сероводорода к диоксиду серы поддерживают равным (2,25-2,55):1, на второй ступени соотношение сероводорода к кислороду (1,8-2,0):1 соответственно. Газовую смесь перед подачей на первую ступень каталического превращения подогревают до

260-270°С, а перед подачей на вторую ступень подогревают 235-250°С.

Данный способ позволяет повысить выход элементарной серы до 99,9 мас. Разработанная авторами технология, предусматривающая проведение трех стадий превращения высококонцентрированного сероводородсодержащего газа, проводимых при определенных соотношениях реагентов, обеспечивает увеличение выхода серы до 99,2-99,9%.

В классическом процессе Клауса, принятом в качестве прототипа, элементарную серу получают сжиганием сероводородсодержащего газа до сернистого ангидрида и серы с последующей конверсией непрореагировавшего сероводорода с сернистым ангидридом в две каталитические ступени. Выход серы не превышает 93-95% т.к. реакция Клауса обратима.

В предлагаемом способе элементарную серу получают методом Клауса, но сжигание сероводорода осуществляют при объемном соотношение кислорода к сероводороду (1,9-2,1): 1. На первой ступени каталитического превращения соотношение сероводорода к диоксиду серы поддерживают равным (2,25-2,55): 1, а на второй ступени соотношение H2 SO2 (1,8-2,0): 1. Газовую смесь перед подачей на первую ступень каталитического превращения подогревают до 260-270°С, а перед подачей на вторую ступень до 235-250 С0 . В предлагаемом способе термодинамическое равновесие реакции на первой каталитической ступени Клауса смещается в сторону образования серы за счет избытка сероводорода к эквивалентному количеству диоксида серы и превращением избыточного сероводорода в серу необратимой реакцией прямого окисления кислородом воздуха на второй каталитической ступени, что ведет к увеличению выхода серы за счет избытка сероводорода к эквивалентному количеству диоксида серы и превращением избыточного сероводорода в серу необратимой реакцией прямого окисления кислородом воздуха на второй каталитической ступени, что ведет к увеличению выхода серы.

Необходимые условия эффективного протекания процесса: проведение стадии сжигания сероводорода при объемном соотношении Н S: 0 (1,9-2,1): 1, т. к. это обеспечивает наиболее высокий выход серы; проведение двух ступеней каталитического превращения непрореагировавшего сероводорода в серу при соотношении Н S:SO (2,25-2,55): 1 на первой ступени и соотношении Н 5:0 (1,8-2,0): 1 соответственно. Это обеспечивает: во-первых, полное превращение диоксида серы, что приводит к уменьшению загрязнения атмосферы сернистым ангидридом, т. к. его содержание в отходящих газах находится в пределах ПДК; во-вторых, окисление кислородом воздуха непрореагировавшегося сероводорода в серу при соотношении Н S: 0 (1,8-2,0): 1 приводит к полному превращению сероводорода в серу, что обеспечивает увеличение выхода серы.

Способ осуществляют следующим образом. На чертеже приведена принципиальная схема проведения процесса. 75-80 об. высококонцентрированного сероводородсодержащего газа (поток I) направляют на термическую ступень в печь 1 сжигания, туда же подают воздух (поток II). Образующуюся серу (35-40%) выводят из газового потока конденсацией паров серы в котле-утилизаторе 2, после которого жидкая сера поступает в серопровод (поток III). Охлажденный технологический газ (поток (IV) после котла-утилизатора 2 перед первой каталитической ступенью подогревают до 260-270 С в печи 3 подогрева путем смешивания с продуктами сжигания сероводородсодержащего газа (поток V), подаваемого в количестве 5 об. Подогретый технологический газ (поток VI) перед первой каталитической ступенью смешивают с 15-20 об; сероводородсодержащего газа (поток IIV). После смешивания технологический газ (поток VIII) с температурой 160-270 С подают в реактор первой каталитической ступени 4, где за счет тепла реакции температура газов увеличивается до 300-310° С. Выход элементарной серы после второй каталитической ступени составляет 55-57% Полученную серу выводят из газового потока конденсацией парой серы при охлаждении до 150-155 С в котле-утилизаторе 5.

Охлажденный технологический газ перед второй каталитической ступенью (поток IX) подают в печь 6подогрева, где нагревают до 235-250° С за счет смешения с продуктами сжигания топливного газа (поток X) в избытке воздуха а 1,2-1,5. Подогретый технологический газ (поток XI) поступает на вторую каталитическую ступень 7, году осуществляют окисление непрореагировавшего сероводорода технологического газа в избытке воздуха. Технологический газ после реакции окисления охлаждают в котле-утилизаторе 8 до 150-155 С для конденсации парообразной серы и направляют (поток XII) в скруббер 9, в котором он отделяется от механически захваченных капель серы. После скруббера технологический газ (поток XIII) с температурой 125-130 С направляют в печь 10 дожига. Состав технологического газа анализировался через каждые 2 ч на хроматографе ЛХМ-8МД. Содержание ангидрида в отходящих газах не превышает санитарные нормы. Предлагаемый способ опробирован на одном из блоком промышленной установки Клауса, где был осуществлен небольшой перемонтаж технологической линии подачи сероводородсодержащего газа (поток VII), а реактор второй каталитической ступени был загружен оксидным катализатором прямого окисления пятиокисью ванадия, нанесенную на окись алюминия (3). Результаты испытаний представлены в таблице. Состав газа и выход серы определяли в течение 8 ч работы в каждом из заданных режимов. В ходе эксперимента изменялось количество сероводородсодержащего газа (поток I), подаваемого в печь 1 сжигания и расход сероводородсодержащего газа (поток VI), подаваемого на смешение, с подогретым технологическим газом перед первой каталитической ступенью. Подача сероводородсодержащего газа (поток I) варьировалась в пределах 70-90 об. от общего расхода сероводородсодержащего газа. Подача воздуха поддерживалась регулятором соотношения газ/воздух Количество сероводородсодержащего газа (поток VI), подаваемого на смешение с технологическим газом перед первой каталитической ступенью, изменялось в пределах от 5-25% от общего расхода сероводородсодержащего газа. Температура на выходе из печи подогрева перед каталитическим реактором первой ступени поддерживалась в пределах 280-295С за счет сжигания сероводородсодержащего газа в количестве 4-6% (поток V) для подогрева технологического газа был достаточен.

Пример!. 1400 нм /ч сероводородсодержащего газа (70 об. ) сжигают в термической ступени (печь 1) в присутствии воздуха, расход которого поддерживается регулятором соотношения воздух/сероводородсодержащий газ. Соотношение Н S: 0 2: 1. Т 300° С. Образовавшуюся серу в количестве 33,4% выводят из газового потока конденсацией паров серы в котле-утилизаторе 2. Жидкая сера поступает в серопровод (поток III). Охлажденный технологический газ (поток IV) с температурой 150°С анализировался на содержание сернистых соединений сероводорода 11,26 об. сернистого ангидрида 5,63 об. Далее этот газ перед первой каталитической ступенью подогревают до температуры 290°С путем смешивания с продуктами сжигания в печи 4 подогрева сероводородсодержащего газа (поток V). На подогрев подают 5% После подогрева технологический газ анализируется на содержание сероводорода и сернистого ангидрида, который соответственно 9,5 и 6,74 об. Подогретый технологический газ (поток VI) перед первой каталитической ступенью смешивают с оставшимися 25 об. сероводородсодержащего газа (поток VII) при соотношении Н2 S: SO2 2,4: 1, определяют состав полученной смеси, в которой сероводорода 17,53 об. сернистого ангидрида 6,11 об. После смешивания технологический газ (поток VIII) с температурой 260°С подают на вторую каталитическую ступень 4. Выход серы после первой каталитической ступени 52% Полученную смесь газов выводят из газового потока конденсацией паров серы при охлаждении до 155°С в котле-утилизаторе 5. Охлажденный технологический газ перед второй каталитической ступенью (поток IX) анализируют, при этом Н S 5,66 об. SO следы, подают в печь 6 подогрева, где нагревают до 250°С за счет смешения с продуктами сжигания топливного газа (поток X) в избытке воздуха а= 1,5. Определяют состав подогретого технологического газа сероводорода 2,86 об. сернистого ангидрида следы, кислорода 1,86 об. Подогретый технологический газ с температурой 250°С подают на вторую каталитическую ступень, в которой осуществляют окисление непрореагировавшего сероводорода. При соотношении Н S: О 1,9: 1 соответственно. Продукты окисления подвергают аналитическому контролю: сероводорода 0,09 об. сернистого ангидрида следы; кислорода 0,52 об. Технологический газ после окисления охлаждают в котле-утилизаторе 8 до 150°С для конденсации парообразной серы и направляют (поток (XII) в скруббер, в котором он отделяется от механически захваченных капель серы, после скруббера технологический газ (поток XIII) с температурой 125°С направляют в печь 10 дожига. Выход элементарной серы 99,9 маc.% Реализация предлагаемого способа позволит обеспечить следующие преимущества:

· обеспечить высокий выход элементарной серы (99,9%);

· уменьшить загрязнение атмосферы сернистым ангидридом, так как его содержание в отходящих газах находится в пределах ПДК;

· проведение окисления непрореагировавшего сероводорода в технологическом газе в избытке кислорода позволит получить серу, не загрязненную продуктами сгорания. Способ получения элементарной серы из высококонцентрированного сероводородсодержащего газа методом Клауса, включающий сжигание сероводорода до элементарной серы и диоксида серы в присутствии кислорода при 280 -320°С и последующее двухступенчатое каталитическое превращение непрореагировавшего сероводорода в серу, отличающийся тем, что сжигание сероводорода осуществляют при объемном соотношении кислорода и сероводорода (1,9 - 2,1): 1 на первой ступени каталитического превращения соотношение сероводорода и диоксида серы поддерживают равным (2,25 - 2,55): 1, а на второй ступени соотношение сероводорода и кислорода (1,8- 2,0): 1 соответственно. Смотрите рисунок (1.1).



Рисунок 1.1 - Схема очистки природного газа от сероводорода методом Клауса.

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Механический расчет

Для сооружения магистральных газопроводов применяем стальные спиральношовные сварные трубы из низколегированной стали с более высокими механическими свойствами по сравнению с углеродистыми сталями, что позволит уменьшить толщину стенки трубопровода.

Целью механического расчета является определение толщины стенки трубопровода. Толщина стенки трубопровода определяется в соответствий с [9] по формуле

(2.1.1)

где n- коэффициент надежности по нагрузке,

p- рабочее давление в (МПа),

Dн- внешний диаметр трубопровода в (мм),

R1- расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений в (МПа),

ш1- коэффициент, учитывающее двуосное напряженное состояние труб.

Расчетное сопротивление металла трубы определяется [15] по формуле

(2.1.2)

где Rн- нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений, определяемое из условий работы на разрыв, равное минимальному пределу прочности в (МПа),

м- коэффициент условий работы трубопровода,

к1- коэффициент надежности по материалу,

кн- коэффициент надежности по назначению трубопровода.

Коэффициент, учитывающее двуосное напряженное состояние труб определяется по формуле

(2.1.3)

где ҐдпрN-продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок

(2.1.4)

где б-коэффициент линейного расширения металла трубы в (град -1),

Е-модуль упругости металла в (МПа),

ДT-расчетный температурный перепад в (?С),

(2.1.5)

где м-коэффициент Пуассона,

Толщина стенки определяется по формуле (2.1.6) и (2.1.1), округляется в большую сторону до ближайшей номинальной в сортаменте труб

(2.1.6)

По сортаменту выбираем для газопровода трубы [15], спиральношовные термические, упрочненные трубы из рулонной низколегированной стали марки 17Г1С, ТУ14-3-771-78 Dн=1020 мм, ?вр=588,7 МПа, ?т=412 МПа, относительное удлинение 16%, эквивалент углерода 0,46%, испытательное давление Рисп=8,5 МПа.

По пропускной способности выбираем нагнетатель марки 280-12-4, давление которого равен Р=5,5 МПа с приводом от ГТ-700-5.

Расчетные значения величин:

Коэффициент надежности по нагрузке n=1,1;

Нормативное сопротивление растяжению металла трубы Rн=?вр=588,7 МПа;

Расчетное давление трубопровода Р=5,5 МПа;

коэффициент условий работы трубопровода m=0,75 для газопровода категории Ґ°;

коэффициент надежности по материалу к1=1,47;

коэффициент надежности по назначению трубопровода кн=1;

коэффициент линейного расширения металла трубы б=1,2·10-5 град -1;

коэффициент Пуассона м=0,3;

модуль упругости металла Е=2,06·106 МПа.

Подставляя значения находим по формуле

МПА (2.1.2)

мм (2.1.6)

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляем до ближайшего большего значения, предусмотренного стандартами и техусловиями.

(2.1.5)

 (2.1.4)

(2.1.3)

мм (2.1.1)

При расчете толщины стенки трубопровода запас на коррозию не предусматривается [9].

2.1.1 Переход через автомобильную дорогу

Одним из наиболее серьезных искусственных препятствий является железные и автомобильные дороги. Участки трубопроводов, прокладываемых на переходах через железные и автомобильные дороги всех категорий с усовершенствованным покрытием капитального и облегченного типов должны предусматриваться в соответствии со [9] в защитном футляре (кожухе). При переходах через искусственные препятствия в соответствии со [9] угол пересечения должен быть 90? и проложен в футляр.

Концы футляра должны выводится на расстоянии:

а) длина кожуха при прокладке трубопровода через железную дорогу должен быть от осей крайних путей -50 м, но не менее 5 м от подошвы откоса насыпи и 3м от бровки откоса выемки.

б) через автомобильные дороги от бровки земляного полотна -25м, но не менее 2м от подошвы насыпи.

Для того, чтобы в межтрубном пространстве не поднималось давление в случае утечек газа, на одном конце кожуха вварено труба в стенку кожуха, которая выводится над поверхностью земли на высоту не менее 5м. Расстояние таких свечей от крайних осей дороги не менее 40м, для промышленных железных дорог и 25м для автомобильных дорог.

Заглубление кожухов под железную дорогу должно быть не менее 2м от подошвы рельса до верхней образующей футляра. Под автодорогами не менее 1,4м от верха покрытия дороги до верхней образующей футляра.

Целью расчета кожуха является определение оптимального диаметра и толщины стенки кожуха. Для этого находим диаметр кожуха [16] по формуле :

Dф=Dн+200 мм (2.1.1.1)

(2.1.1.2)

где N- расчетное поперечное сжимающее усилие в наиболее напряженном сечений футляра, отнесенное к единице длины футляра в кН/м;

R2-расчетное сопротивление материала футляра по пределу текучести;

M- расчетный изгибающий момент в наиболее напряженном сечений футляра, отнесенное к единице длины футляра кН.

N=-rф· (qгр.в+qп) (2.1.1.3)

где rф- радиус кожуха в м,

qгр.в- расчетная вертикальная нагрузка от воздействия грунта кПа,

qп- расчетное давление от подвижного транспорта на футляр кПа.

М=с·rф2(qгр.в + qп - qгр.б) (2.1.1.4)

где с- коэффициент учитывающее всестороннее сжатие футляра,

qгр.б- расчетная величина бокового давления грунта в кПа.

(2.1.1.5)

где nгр- коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта,

ггр.ср- средний удельный вес грунта в естественном состоянии по высоте Н в кН/м3,

Н- высота заглубления в м,

qгр.в= nгр·ггр.ср.·Н (2.1.1.6)

qп= nп·dz max (2.1.1.7)

где nп- коэффициент надежности от подвижного транспорта,

dz max - поправочный коэффициент от распределения нагрузки при х=0 dz max=z.

(2.1.1.8)

где q=fх мах значение реакции основания.

(2.1.1.9)

где Pi- сосредоточенная сила (масса машины) в кН,

dж- коэффициент жесткости полотна,

е-поправочный коэффициент,

b- ширина полотна дороги.

(2.1.1.10)

где k0- коэффициент постели грунта при сжатии,

D- цилиндрическая жесткость полотна дороги.

(2.1.1.11)

где En- модуль упругости материла полотна дороги,

Jn- момент инерции материала полотна дороги,

Mn- коэффициент материала полотна дороги.

(2.1.1.12)

где hпк - толщина покрова дороги.

Рассчитываем защитный футляр по [16] следующим исходным данным:

диаметр трубопровода D=1020мм;

расчетное сопротивление материала футляра по пределу текучести R2=260 МПа; радиус футляра rф=0,61м;

коэффициент учитывающее всестороннее сжатие футляра с=0,25;

коэффициент надежности по нагрузке от вес nгр=1,2;

высота заглубления Н=1,4м;

средний удельный вес грунта в естественном состоянии по высоте ггр.ср=17 кН/м3; угол трения грунта fгр=27;

коэффициент надежности от подвижного транспорта nп=1,4;

коэффициент а=1;

Рi=156 кН; k0= 4МН/м3; En=850 МПа; b=1, е=1; hпк=0,04м.

Подставляя данные значения в формулы находим:

Dф=1020+200=1220 мм. (2.1.1.1)

qгр.б=1,2·17·3· (1,4+1,22/2) tg2(45-27/2)=123,012·0,376=46,19 (2.1.1.6)

qгр.в=1,2·17·1,4=28,56 кПа (2.1.1.5)

qп=1,4·41,36=58 кПа (2.1.1.7)

(2.1.1.8)

кПа (2.1.1.9)

1/м (2.1.10)

кН·м (2.1.1.11)

м4 (2.1.1.12)

М= 0,25·0,612(28,56+58-46,19)=3,76 кН (2.1.1.4)

N=-0,61· (28,56+58)= -52,8 кН/м (2.1.1.3)

(2.1.1.2)

2.1.2 Переход через железную дорогу

Толщину 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 ггр.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)

2.2 Расчет на прочность

Подземные трубопроводы проверяем на прочность [15], деформацию и общую устойчивость в продольном направлении по условию

¦ўпрN¦­ЎВҐЧ2·R1 (2.2.1)

где ?прN - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий,

ҐЧ2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (?прN?0) принимаемый равным единице, при сжимающих ((?прNЎВ0) определяется по формуле

(2.2.2)

так, как трубопровод испытываем на разрыв, то выполняется условие

(?прN?0) и ҐЧ2=1, подставляя значения в формулу (2.2.1) проверяем условие

¦ў62,48¦­ЎВ1·300=300 МПа

условие удовлетворяется.

2.3 Гидравлический расчет

Магистральный газопровод имеет ряд отличительных особенностей по сравнений с нефтепроводами, которые характеризуются свойствами перекачиваемого газа, а именно сжимаемостью газа, изменением его температуры при сжатий. Расчет магистрального газопровода, по которому перекачивается смесь газов, включает решение следующих основных вопросов:

- обработка первичных данных, пользуясь основными законами и формулами термодинамики для смеси газов;

- определение расчетной пропускной способности газопровода;

- выбор типа машин и их числа;

- определение средних параметров перекачки газа;

- гидравлический расчет газопровода.

Природные газы всегда состоят из смеси газов, главную долю которой составляет метан. Свойства смеси газов определяем по характеристике индивидуальных составляющих. Относительную молекулярную массу смеси определяем по формуле

(2.3.1)

Далее определяем вязкость смеси [15] по формуле

(2.3.2)

где М1, М2, . . . . ,Мn - относительные молярные массы компонентов;

у1, у2, . . . .,,yn - молярная доля компонентов, доля единицы;

Рст - плотность газа при стандартных условиях;

Tпр - температура приведенная.

Определяем плотность смеси газов [15] по формуле

(2.3.3)

Находим относительную плотность смеси по воздуху при нормальных условиях по формуле

(2.3.4)

где рв - плотность сухого воздуха, равная 1,293 кг/м3.

Определяем относительную плотность при стандартных условиях

(2.3.5)

где рст- плотность газа при 20°С, равное рст=0,807 кг/м3.

Газовая постоянная смеси определяется по формуле

(2.3.6)

Приведенная температура определяется по формуле

(2.3.7)

где Ткр - критическая температура смеси газа, определяется по формуле

(2.3.8)

газопровод технологический эксплуатация гидравлический

где a1, а2, . . . an - молярная доля компонентов;

Ткр1, Ткр2, . . . Ткрn - критическая температура компонентов.

Давление критическое определяется по аналогичной формуле

(2.3.9)

где ркр1, ркр2, . . . pkpn критическое давления компонентов смеси.

Далее определяем число Рейнольдса

(2.3.10)

где Q - производительность в м3/с, определяется по формуле

(2.3.11)

где G - годовая пропускная способность;

kн - среднегодовой коэффициент неравномерности транспортировки газа для газопроводов длиной более 300 км без подземных хранилищ kн=0,85, kн=0,75 для газопроводов длиной менее 300 км.

После нахождения числа Рейнольдса определяем режим течения

(2.3.12)

если выполняется условие (32 и 33), то режим течения зона квадратичного трения

Re>Reпер (2.3.13)

(2.3.14)

где kэ - эквивалентная шероховатость труб (установлен экспериментальным путем и равен kэ=0,03 мм).

Далее находим коэффициент гидравлического сопротивления для квадратического режима, которое не зависти от Re и является функцией относительной шероховатости и определяется по формуле

(2.3.15)

С учетом усредненных местных сопротивлений по трассе газопровода полный коэффициент гидравлического сопротивления принимается на 5% выше лтр;

(2.3.16)

Физические параметры газа, необходимые для гидравлического расчета, определяется при средних значениях давления и температуры газа.

Средняя температура газа по длине расчетного участка определяется [15] по формуле

(2.3.17)

где Т0 - средняя температура грунта на глубине заложения газопровода;

TH - температура газа в начале газопровода;

k- коэффициент теплопередачи от газа к грунту равное k=1,75 Bт/(м2С);

cpcм - средняя теплоемкость смеси.

или по формуле

(2.3.18)

Среднее давление газа вдоль трассы трубопровода

(2.3.19)

где Рн, Рк - давление газа соответственно в начале и конце газопровода.

(2.3.20)

где ДРнаг- потери давления в нагнетательной линии КС и обвязке АВО, равное ДРнаг=0,17 МПа .

(2.3.21)

Для определения значения коэффициента сжимаемости определяем приведенные параметры (температуры и давление по формулам 27 и 28) далее по номограмме зная приведенные значения температуры и давления определяем значение коэффициента сжимаемости, которое равен Zср=0,89.

Далее определяем расстояние между компрессорными станциями по формуле

(2.3.22)

где к- переходный коэффициент равное к=0,038.

Далее пересчитываем значения конечных параметров давления и температуры по формуле

(2.3.23)

и температура конечная газа по формуле

(2.3.24)

или по формуле

(2.3.25)

где at - коэффициент;

Шу - коэффициент Шухова;

Di - коэффициент Джоуля-Tомсона.

(2.3.26)

где Ср. - удельная теплоемкость смеси.

(2.3.27)

(2.3.28)

где Кср - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/м2К.

(2.3.29)

где G- массовый расход, определяется по формуле

 (2.3.30)

Исходные значения параметрoв для расчета:

Производительность в год Q=8,7 млрд.м3/год;

Длина газопровода L=120 км;

Глубина заложения hг=1,5 м;

Температура грунта Тгр=277 К;

Температура окружающей среды Тгр=303 К;

Таблица 2.1- Компонентный состав газа

Наименование компонентов	% содержание	Ткр, К	Ркр, МПа
Азот	2,18	126,05	3,39
Двуокись углерода	0	304,19	7,382
Сероводород	0,002	373,53	8,963
Меркаптан	0,007	375,63	9,03
Метан	57,98	190,65	4,74
Этан	19,21	305,25	5,04
Пропан	13,18	368,75	4,49
Бутан	3,17	425,95	3,6
Изобутан	1,98	420,35	4,06
Пентан	0,58	470,35	3,41
Изопентан	0,73	460,95	3,39
Гексан	0,98	38,35	3,05

По формуле находим молярную массу смеси газа

(2.3.1)

Подставляя данные значения находим по формуле

(2.3.2)

По формуле [15]

(2.3.7)

(2.3.17)

По формуле [15] находим

(2.3.18)

Далее находим плотность смеси газов по формуле

(2.3.19)

кг/м3 (2.3.20)

кг/м3 (2.3.21)

Газовая постоянная смеси определяется по формуле

(2.3.22)

Определяем критическое давление по формуле

(2.3.23)

Далее определяем число Рейнольдса

(2.3.24)

(2.3.25)

После нахождения числа Рейнольдса определяем режим течения

(2.3.26)

квадратичный режим течения, по формуле определяем переходное число Рейнольдса

(2.3.27)

(2.3.28)

По формуле определяем

(2.3.29)

(2.3.30)

Далее по формуле находим

(2.3.31)

(2.3.32)

Подставляя данные значения в формулу находим

(2.3.33)

Далее находим по формуле

 (2.3.34)

Подставляя значения в формулу находи конечное давление и температуру

(2.3.35)

далее находим по формуле

(2.3.36)

(2.3.37)

по формуле

(2.3.38)

(2.3.39)

(2.3.40)

(2.3.41)

По каталогу подбираем центробежный нагнетатель Н-280-12-4 с приводом от ГТ-700-5 мощностью NeH=4250 кВт.

2.4 Технологический расчет

В технологическом расчете исходными данными являются:

- давление и температура газа на входе в КС (равные уточненным значениям давления и температуры в конце линейного участка);

- температура окружающего воздуха;

- газовая постоянная.

Целью технологического расчета является определение режима работы КС в следующем порядке:

- определение значения давления и температуры газа на входе в ЦН. По известному составу газа, температуре и давлению на входе в ЦН определяется коэффициент сжимаемости;

- определяется плотность газа и производительность нагнетателя при условиях всасывания;

- определяется требуемая степень повышения давления;

- по универсальной приведенной характеристике ЦН определяются приведенные значения параметров нагнетателя;

- определяется внутренняя мощность потребляемая ЦН;

- определяется мощность на муфте привода;

- вычисляется располагаемая мощность ГТУ;

- определяется температура газа на выходе из ЦН.

По формуле [16] находим газовую постоянную

(2.4.1)

Далее находим плотность при условиях всасывания нагнетателя первой ступени

 (2.4.2)

где рвх - давление на входе в ЦН;

z - коэффициент сжимаемости газа;

TB1 - температура на входе в ЦН.

Производительность одной последовательно соединенной группы определяется по формуле

(2.4.3)

где мн - число параллельно работающих ЦН, равно мн=2.

Находим производительность нагнетателя первой ступени при условиях всасывания

(2.4.4)

По формуле находим

(2.4.5)

где nH - максимальное число оборотов ротора;

Qпр - приведенная производительность по которым построена характеристика.

Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем приведенную производительность Qпр и приведенную частоту вращения по номограмме. Полученные точки наносятся на характеристику и соединяются линией. Далее определяется требуемая степень повышения давления (е1 ) и политропное КПД.

По формуле [16] находим

(2.4.6)

где zв, Rв, Tв - соответственно сжимаемость, температура газа, приведенная к условиям всасывания и газовая постоянная;

zпр, Rпр, Tпр -условия приведения, для которых построены характеристики;

n1 - рабочая частота вращения вала ЦН.

Для расчетов режима КС применяются характеристики ЦН, представляющее зависимость степени повышения давления е, политропического к.п.д. зпол и приведенной внутренней мощности.

Далее определяем потребляемую внутреннюю мощность нагнетателя

(2.4.7)

Мощность на валу привода нагнетателя первой ступени определяется по формуле

(2.4.8)

Давление газа на выходе из нагнетателя первой ступени

(2.4.9)

где е1 - степень сжатия первой ступени.

Температура газа после нагнетателя первой ступени

(2.4.10)

где m - показатель политропы, равное m=1,32.

Далее используя данные полученные в ходе расчета первой ступени, рассчитываем по этим формулам, для расчета ряда параметров для второй ступени.

Давление на входе во вторую ступень

(2.4.11)

где 0,03-0,05 потери в обвязке между ступенями

Плотность газа на входе в нагнетатель второй ступени

(2.4.12)

где рВ2, ТВ2 - соответственно температура и давление на входе в нагнетатель второй ступени.

Объемная производительность нагнетателя второй ступени при условиях всасывания

(2.4.13)

Определяем возможный диапазон изменения частоты вращения нагнетателя второй ступени для зоны наивысшей КПД

(2.4.14)

Далее по формуле находим приведенную производительность

(2.4.15)

По формуле находим приведенную частоту вращения

(2.4.16)

Находим внутреннюю мощность потребляемое нагнетателем второй ступени

(2.4.17)

Мощность на валу привода второй ступени определяется по формуле

(2.4.18)

Давление на выходе из нагнетателя второй ступени

 (2.4.19)

Температура на выходе из нагнетателя второй ступени

(2.4.20)

Расчет ведется по следующим данным:

Температура на входе в ЦН Твх=300 К;

Давление на входе в ЦН Рвх=4,1 МПа;

Коэффициент сжимаемости z=0,89;

Объемная производительность нагнетателя Q=13 млн.м3/сут;

Номинальная частота вращения нагнетателя nH=7950 об/мин.

Подставляя данные находим:

(2.4.1)

Далее находим плотность при условиях всасывания нагнетателя первой ступени по формуле

(2.4.2)

По формуле находим

(2.4.3)

(2.4.4)

Далее определяем

(2.4.5)

Определяем приведенную частоту вращения вала

(2.4.6)

По приведенной характеристике определяем е1=1,13.

Далее определяем потребляемую внутреннюю мощность нагнетателя

(2.4.7)

По формуле

(2.4.8)

Давление газа на выходе из нагнетателя первой ступени определяется по формуле

(2.4.9)

Температура на выходе из первой ступени ЦН

(2.4.10)

По формуле находим

(2.4.11)

Далее определяем плотность газа при условиях всасывания нагнетателя второй ступени

(2.4.12)

Объемная производительность нагнетателя второй ступени при условиях всасывания определяется по формуле

(2.4.13)

Определяем возможный диапазон изменения частоты вращения нагнетателя второй ступени для зоны наивысшего к.п.д.

(2.4.14)

По формуле находим

(2.4.16)

По приведенной характеристике находим е1=1,15;

Приведенная мощность (Ni/pH)пр=128 кВт/(кг/м3).

Далее определяем

(2.4.17)

Мощность на валу нагнетателя второй ступени определяется по формуле

(2.4.18)

Далее на ходим давление на выходе из нагнетателя второй ступени

(2.4.19)

Температура на выходе из нагнетателя второй ступени

(2.4.20)

После выхода газа из нагнетателя необходимо поставить теплообменник.

Число параллельно работающих агрегатов 3 один на резерв.

2.5 Расчет основных параметров катодной защиты

Защита магистральных трубопроводов от почвенной коррозии осуществляется катодной поляризацией поверхности трубы установками катодной защиты.

Для расчета установок катодной защиты необходимо при проведении электрометрических работ получить данные об удельном электрическом сопротивлении грунта в поле токов катодной защиты, а также в месте установки анодного заземлителя, иметь данные по характеристике трубопроводов, ввиду изоляционного покрытия и наличию источников электроснабжения.

Основными параметрами установки катодной защиты являются сила тока и длина защитной зоны, в зависимости от которых принимаются мощность установки, тип и число анодных заземлителей.

Порядок расчета основных параметров катодной защиты следующий:

Среднее значение удельного сопротивления грунтов [4]

(2.5.1)

где гр - удельное сопротивление грунта на отдельных участках Омм; Li - протяженность участков; Lобщ - Li - общая протяженность проектируемого трубопровода.

2. Переходное сопротивление трубопровод - грунт к концу нормативного срока эксплуатации установок катодной защиты [4]

(2.5.2)

где Rпн - начальное переходное сопротивление трубопровод-грунт, принимается равным 10000 Омм; - показатель скорости старения покрытия, принимается значения 0,116 -0,133 1/год; для ориентировочных расчетов следует принимать 0,125 1/год; tнс - нормативный срок эксплуатации устройств катодной защиты,

tнс = 100 /1 (2.5.3)

здесь 1 - норма амортизационных отчислений, идущая на полное восстановление основных фондов, принимается равной 10,5 %/год.

Среднее значение переходного сопротивления трубопровод-грунт

(2.5.4)

Сопротивление изоляции трубопровода на единице длины к концу нормативного срока эксплуатации устройства катодной защиты [4]

(2.5.5)

Среднее сопротивление изоляции трубопровода на единице длины

(2.4.6)

где Dн - наружный диаметр трубопровода.

Продольное сопротивление единицы длины труб [4]

(2.5.7)

где н - толщина стенки трубопровода; pст- удельное электрическое сопротивление трубопроводной стенки;

Входное сопротивление трубопровода, среднее за нормативный срок эксплуатации катодной установки [4]

(2.5.8)

к концу нормативного срока [4]

(2.5.9)

Постоянная распределения потенциалов и токов вдоль трубопровода к концу нормативного срока эксплуатации катодных установок [4]

(2.5.10)

Максимальный Emax и минимальный Еmin наложенные защитные потенциалы [4]

Emax = Emaxр - Еест (2.5.11)

Emin = Еminр - Еест (2.5.12)

где Emaxр , Еminр - максимальный и минимальный защитные потенциалы, равные соответственно -1,1 и 0,85 В; Еест - естественный потенциал трубопровода по отношению к медиосульфатному электроду сравнения, равный 0,55В.

Задавшись удалением анодного заземлителя у от магистрального трубопровода определим:

а) коэффициент, учитывающий влияние смежной станции катодной защиты (СКЗ), [4]

(2.5.13)

б) протяженность зоны защиты трубопровода одной СКЗ к концу нормативного срока эксплуатации катодных установок [4]

; (2.5.14)

в) среднее значение силы тока в цепи катодной станции при

Rвх= Rвхср

(2.5.15)

значение силы тока в конце расчетного периода при Rвх = Rвхск [1]

(2.5.16)

г) сопротивление растеканию тока с одиночного вертикального анода [4]

(2.5.17)

где гр - удельное сопротивление грунта; La,da - длина и диаметр анода.

Вертикальные анодные заземлители устанавливаются в скважинах в один или два ряда на глубину 1,4-1,5 м от земной поверхности до оголовка.

д) сопротивление растеканию тока с одиночного горизонтального анода [4]

(2.5.18)

где hа - глубина заложения анода.

е) Сопротивление растеканию тока с анодного заземлителя [4]

(2.5.19)

где n - оптимальное число анодов в конструкции анодного заземления, которое принимается от 2-50; э - коэффициент экранирования.

ж) Оптимальное сечение дренажного провода [4]

(2.5.20)

jопт = 31,6 (2.5.21)

здесь - норма амортизационных отчислений; с - коэффициент полезного действия СКЗ; - время работы станции.

з) Сопротивление дренажного провода [4]

(2.5.22)

где пр - удельное сопротивление провода.

и) Среднее значение напряжения на выходных контактах СКЗ [4]

(2.5.23)

где Еа = Iср Rаз; Епр = Iср R;пр; Ек = [Еmax - Emin];

к) Среднее значение потребляемой мощности СКЗ [4]

(2.5.24)

в зависимости от которой, а также Rаз подбирается марка СК

10) Общее число станций катодной защиты [4]

(2.5.25)

Для расчета основных параметров используем следующие данные:

наружный диаметр трубопровода Dн = 1020 мм;

толщина стенки трубопровода = 12 мм;

протяженность трубопровода Lобщ = 120 км;

трубная сталь марки 17ГС;

среднее удельное сопротивление по

всей длине трубопровода по следующим участкам

гр 100 80 60 40 20

Li/Lобщ 0,1 0,3 0,4 0,2 0,6

поперечное сечение дренажного провода Sпр = 10 мм2;

удельное электрическое сопротивление

трубной стали ст = 0,247 Оммм2/м

Анодное заземление СКЗ выполнено из вертикальных железнокремниевых анодов АКО-3 в коксовой засыпке, установленных в глине с удельным сопротивлением гр = 500 Омм.

Расстояние между анодным заземлением и трубопроводом

у = 250 мм.

По формуле (2.5.1)

По формуле

tнс = 100/10,5 = 9,5 лет; (2.5.2)

По формуле

10000/exp(-0,1259,5) = 30,50 Омм2 (2.5.3)

По формуле

(2.5.4)

По формуле

(2.5.5)

По формуле

(2.5.6)

По формуле

(2.5.7)

По формуле

(2.5.8)

По формуле

(2.5.9)

По формуле

(2.5.10)

По формуле (2.5.11) и (2.5.12)

Еmax = -1,1 + 0,55 = 0,55 В

Еmin = 0,85 + 0,55 = 0,3 В

По формуле (2.5.13)

По формуле (2.5.14)

По формуле

(2.5.15)

По формуле

(2.5.16)

По формуле

(2.5.17)

По формуле

Rаз = 15,6/50,7 = 4,46 Ом (2.5.18)

Учитывая увеличение Sпр с удалением анодного заземлителя от трубопровода у, принимаем с запасом сечение дренажного провода Sпр = 10 мм2.

По формуле

(2.5.22)

По формуле

Е = 19,18+3,14+0,25 = 22,57 В (2.5.23)

По формуле

Р= 4,322,57 = 97 В (2.5.24)

По потребной мощности СКЗ и напряжению на выходных контактах выбираем катодную станцию типа КСС-150.

По формуле

(2.5.25)

Принимаем количество станций - 10.

3. ПРОГРАМИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ НА ЭВМ

С помощью компьютера был проведен расчет трубопровода на прочность. Расчет производился на компьютере IBM.

Программа была составлена соответствующая программе на языке BASIC.

Исходные данные для расчета:

Рабочее давление	Р = 5,5 МПа
Внутренний диаметр трубопровода	D = 996 мм
Толщина стенки трубопровода	С = 12 мм
Коэффициент надежности по материалу	КD КD = 1,15
Коэффициент нагрузки для внутреннего давления	N N = 1,1
Коэффициент условий работы трубопровода	М

1) Program prim;

uses crt;

var delta,n1,p,D_n,R1,R_n1,m0,k1,k_n :real;

begin

clrscr;

writeln('Vvedite znacheniya parametrov:');

write('n1 = ');

readln(n1);

write('k1 = ');

readln(k1);

write('p = ');

readln(p);

write('k_n = ');

readln(k_n);

write('m0 = ');

readln(m0);

write('R_n1 = ');

readln(R_n1);

write('D_n = ');

readln(D_n);

writeln;

R1:=R_n1*m0/(k1*k_n); {vichislenie R1}

delta:=n1*p*D_n/(2*(n1*p+R1)); {vichislenie delta}

writeln('Raschetnoe soprotivlenie materiala R1 = ',R1:7:2,' mPa'); {vivod na pechat' R1}

writeln('Neobhodimaya tolschina stenki delta = ',delta:7:4,' mm'); {vivod na pechat' delta}

readln;

end.

2) Program prim;

uses crt;

var delta,n1,p,D_n,R1,R_n1,m0,k1,k_n :real;

begin

clrscr;

k1:=1.47;

m0:=0.75;

k_n:=1;

n1:=1.1;

p:=5.494;

R_n1:=500;

D_n:=996;

writeln('Znacheniya parametrov:');

writeln('n1 = ',n1:4:3);

writeln('k1 = ',k1:4:3);

writeln('p = ',p:4:3);

writeln('k_n = ',k_n:4:3);

writeln('m0 = ',m0:4:3);

writeln('R_n1 = ',R_n1:6:3);

writeln('D_n = ',D_n:4:3);

writeln;

R1:=R_n1*m0/(k1*k_n); {vichislenie R1}

delta:=n1*p*D_n/(2*(n1*p+R1)); {vichislenie delta}

writeln('Raschetnoe soprotivlenie materiala R1 = ',R1:7:2,' mPa'); {vivod na pechat' R1}

writeln('Neobhodimaya tolschina stenki delta = ',delta:7:4,' mm'); {vivod na pechat' delta}

readln;

end.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Данная программа была составлена с этапами решения задач на IBM:

1 этап - постановка задачи (необходимо определить входные или исходные данные и выходные данные или результат, а также определить метод решения задачи);

2 этап - модель задачи;

этап - построение алгоритма решения задачи;

4 этап - решение задачи на ЭВМ (составление программы, ввод в ЭВМ и отладка программы);

5 этап - анализ решения задачи.

4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Расчет капитальных вложений и основных фондов

В данной части проекта проводится расчет капитальных вложений и основных фондов газопровода [17].

Стоимость строительства объектов газопровода определяется в сметной части. Сметы являются основным документом, на основании которых осуществляется финансирование строительно-монтажных работ и расчеты между заказчиком, генподрядчиком и субподрядными строительными организациями.

Основой для составления сметной документации на строительство объектов газопровода являются сметные нормы на строительно-монтажные работы, заложенные в СНиП, ценников на материалы, изделия и конструкции, ценников машино-смет строительных машин и оборудования, а также сметных цен на перевозку грузов для строительства разработан ряд сметных справочников и сборников, в которых даны расценки на все основные виды работ, выполняемые при строительстве газопровода. Кроме того использованы цены на конечную продукцию, в которых учитывается значительный комплекс работ, выполняемых при строительстве объектов (водозаборные, канализационные, компрессорные и другие объекты).

Объем капитальных вложений на строительство газопровода, согласно сводному сметному расчету составляет 13448,5 млн. тенге.

Расчет капитальных затрат приведен в таблице (3).

Наиболее капиталоемкими элементами строительства является покупка труб.

Таблица 4.1- Смета на проектирование и строительство газопровода Тенгиз-Кульсары 120 км

№ п/п	Наименование затрат	Ед. изм.	Кол-во	Стоимость ед., $	Общая ст-ть $
1	Рабочее проектирование с экспертизой и согласованием проекта		1	2 400 000	2 400 000
2	Отвод земли		1	240 000	240 000
3	Мобилизация/ демобилизия	компл.	1	8 000 000	8 000 000
4	Снятие плодородного слоя	м3	290400	2	580 800
5	Засыпка соровых участков	м3	500000	3	1 500 000
6	Стоимость трубы Ґд=12мм 326кг/м	тн	39500	812	32 074 000
7	Перевозка труб по ж/д из Челябинска до ст. Кульсары	тн	39500	57	2 251 500
8	Прием, складирование и погрузка труб на а/м	тн	39500	30	1 185 000
9	Перевозка труб автомо-бильным транспортом до трассы газопровода на 40 км	тн	39500	51	2 014 500
10	Сварочно-монтажные работы	стык	11000	800	8 800 000
11	Изоляционные работы	стык	11000	150	1 650 000
12	Разработка траншей	м3	765250	2	1 530 500
13	Укладка газопровода	км	120	8 000	960 000
14	Балластировка газопровода	объект	1	500 000	500 000
15	Строительство переходов ч/з ж/д, автодороги, реки, нефтепроводы и газопроводы	Пере-ход	13	600 000	780 000
16	Обратная засыпка и рекультивация	м3	1055650	1	1 055 650
17	Врезки потребителей	шт	13	40 000	520 000
18	Запорная арматура	шт	6	300 000	1 800 000
19	Отводы, тройники	шт	40	20 000	800 000
20	Камера пуска-приема скребка	шт	2	600 000	1 200 000
21	Узел учета газа	шт	1	3 500 000	3 500 000
22	ЭХЗ	компл	1	500 000	500 000
23	Контроль качества сварных соединений	стык	11000	100	1 100 000
24	Контроль качества изоляций	км	120	3 000	360 000
25	Гидроиспытание	км	120	4 132	495 840
26	Контроль качества СМР органами технадзора и авторский надзор	компл.	1	200 000	200 000
27	Внутритрубная диагностика	км	120	3 000	360 000
28	Транковая связь	cист.	1	900 000	900 000
29	ВОЛС	км	130	12 000	1 560 000
30	SCADA	cис-тема	1	650 000	650 000
31	Ведение и предоставление исполнительной документации	копл.	1	200 000	200 000
32	Командировочные	чел/дн	221 800	6	1 330 800
	Итого				80 998 590
	Накладные расходы 11%				8 909 845
	Итого				89 908 435
	Плановые накопления 8%				7 192 675
	Итого				97 101 110

Курс 138,5 тенге/$

Структурный состав капитальных вложений в промстроительство приведен в таблице 4.

Таблица 4.2-Структурный состав капитальных вложений

№ п/п	Наименование работ, затрат	Величина затрат
		млн. тенге	%
1	Строительные работы	9970,9	74,1
2	Монтажные работы	993,4	7,4
3	Оборудование	1695,5	12,6
4	Прочие	988,7	5,9
	Итого	13448,5	100

4.2 Эксплуатационные расходы

Общие расходы по эксплуатации газопровода определены расчетным путем [18] и составляет 2493,39 млн. тенге, в том числе по следующим основным статьям затрат (в млн. тенге):

Годовой фонд зарплаты -190,8;

Социальный налог - 26,31;

Ремонтный фонд - 165,1;

Естественный убыль - 14,36;

Прочие - 28,62;

Всего: 2493,39

4.2.1 Годовой фонд зарплаты

Годовой фонд зарплаты определен на основании численности работников, тарифных ставок и должностных окладов. При этом учитываются условия труда, квалификация работников, климатические условия [18].

Для магистральных газопроводов установлены нормы численности, выраженные в количестве штабных единиц на обслуживание компрессорных станций, участков газопровода и функциональных служб. Примерная штабная расстановка персонала приведена в штабном расписании газопровода.

Таблица 4.3-Штабное расписание газопровода

№	Наименование структурных подразделений и должностей	Число штатных единиц	Приме-чание
	1	2	3
	Ремонтно-восстановительная служба
1	Начальник службы	1
2	Линейный мастер	1
3	Газоэлектросварщик	2
4	Линейные трубопроводчики	9
5	Шоферы аварийных машин	4
6	Обходчики-ремонтеры	8
7	Слесари-трубопроводчики	2
8	Токарь	1
9	Слесарь-инструментальщик	1
10	Кузнец	1
	Итого	30
	Служба электрохимзащиты
1	Начальник службы	1
2	Электромонтер по катодной защите	4
3	Электромонтер-ремонтник	1
	Итого	6
	Служба связи
1	Начальник службы	1
2	Линейный техник воздушной связи	1
3	Линейный техник кабельной связи	1
4	Инженер узла связи	1
5	Техники узла связи	5	Дежур-ные
6	Монтер узла связи	1
7	Аккумуляторщик	1
8	Телефонистка	4
9	Монтер воздушной связи	2
10	Монтер-кабельщик	1
	Итого	18
	Служба электроводоснабжения
1	Начальник службы	1
2	Инженер-электрик	1
3	Машинисты насосной	4
4	Электромонтеры	7
5	Слесари-трубопроводчики	5
6	Кочегары	5
7	Слесарь-сантехник	2
	Итого	25
	Служба КИП, автоматики и релейной защиты
1	Начальник службы	1
2	Инженер по КИП и автоматике	1
3	Инженер по релейной защите	1
4	Техник по учету газа	1
5	Операторы по КИП и автоматике	9
6	Электромонтер по релейной защите	1
	Итого	14
	Компрессорная станция
1	Начальник	1
2	Операторы по регенерации масел	1
3	Рабочие по уборке помещений	2
4	Смежные инженеры	5
5	Старшие машинисты турбокомпрессоров	4
6	Машинисты турбокомпрессоров	27
7	Машинисты нагнетателя и вспомогательного оборудования	4
8	Линейные трубопроводчики по обслуживанию пневмоарматуры	5
9	Инженер по эксплуатации и ремонта турбин	1
10	Инженер по эксплуатации вспомогательных механизмов	1
11	Машинисты	15
	Итого	66
	Всего	159

В состав фонда заработной платы входит основная заработная плата, непосредственно связанная с платой за выполнение работы и дополнительная, связанная с разными льготами, предусмотренными законодательством о труде.

Для расчета фонда заработной платы основного производства принимается годовой фонд рабочего времени 1946 часов.

За основу системы оплаты труда взята месячная величина тарифной ставки 1-го разряда единой тарифной сетки для работников газовой отрасли. Минимальный размер заработной платы является гарантированным работодателем в организации всех форм собственности.

Тарифные ставки и должностные оклады рассчитываются на базе единой тарифной сетки и межразрядных коэффициентов (при выполнении норм труда).

При ежемесячной заработной плате 700 тыс. тенге годовой фонд зарплаты составит:

700 тыс. тенге · 159 · 12=190,8 млн. тенге

4.2.2 Отчисления от фонда заработной платы

Отчисление от фонда заработной платы в соответствии с налоговым кодексом производится следующие виды отчислений от фонда зарплаты:

- в госбюджет (социальный налог). С середины 2001года до конца 2003 года он составил 21% к фонду оплаты труда. С 1 января 2004 года он производится дифференцированно - с увеличением годовой заработной платы работающего по найму процент отчислений снижается. Для нашей годовой средней зарплаты 1200 тыс. тенге (100 тыс. тенге · 12) отчисления составляет - налог с 40-кратного годового расчетного показателя (месячный расчетный показатель на 2004 год - 919 тенге) - 74436 тенге плюс 12% с суммы превышающего его