В случае, если предъявляемым критериям оптимальности удовлетворяют несколько конструкций теплообменных аппаратов, следует вести выбор конструкции с точки зрения ее энергетического совершенства. Энергетическое совершенство теплообменного аппарата можно оценить по величине отношения мощности теплообменного аппарата к затратам энергии, необходимым для перекачки теплоносителя через трубное N_тр и межтрубное N_мтр пространство. Это отношение называется коэффициентом энергетической эффективности теплообменного аппарата.

где:

где:

W₁, W₂ – водяные эквиваленты горячего и холодного теплоносителей, Вт/⁰К;

К – коэффициент теплопередачи, Вт/ (м² х ⁰К);

F – площадь поверхности теплообмена стандартного теплообменного аппарата, м²;

- температура холодного теплоносителя на входе в теплообменный аппарат, ⁰К

6.1.1.1. Определяем приведенный водяной эквивалент..

, (6.3)

где:

где:

с_р1 – удельная теплоёмкость горячего теплоносителя, Дж/(кг х ⁰К).

V₁= , (6.5)

где:

- расход газа, м³.

V₁= =188,35 м³/час

Принимаем из расчёта в главе

= 86 кг/м³

= 198,484 х 10³ Дж/кг х ⁰К


6.1.1.1.1.1.1.1.Определяем площадь теплообмена

, (6.6)

Принимаем К=0,143

где:

6.1.2.1. Определяем расход теплоносителя:

6.1.2.1.1. Определяем скорость теплоносителя:

где:

6.1.2.1.1.1. Определяем коэффициент гидравлического сопротивления:

6.1.2.1.1.1.1. Определяем число Рейнольдса

где:

где:

6.1.3.1. Определяем падение давления теплоносителя:

6.1.3.1.1. Определяем коэффициенты, учитывающие распределение потоков в межтрубном пространстве.

где:

где:

Принимаем из таблицы

r₁=0,191 ; r₂=0,184 ; r₃=0,06 ; r₄=0



6.2.2 Расчет коэффициента энергетической эффективности для соединения квадратом.

,[7] (6.19)

6.2.1. Определяем мощность. Необходимую для перекачки теплоносителя через трубное пространство.

6.2.1.1. Определяем скорость теплоносителя:

Принимаем по таблице[]

6.2.1.1.1. Определяем коэффициент гидравлического сопротивления.

6.2.1.1.1.1. Определяем число Рейнольдса.

6.2.3. Определяем мощность, необходимую для перекачки теплоносителя через межтрубное пространство.

6.2.3.1. Определяем падение давления теплоносителя:

6.2.3.1.1. Определяем коэффициенты, учитывающие распределение потоков в межтрубном пространстве.

Принимаем по таблице [7]

r₁=0,132; r₂=0,216;r₃=0,136;r₄=0

р₁= - 0,15 (r₂+1)+0,8

Вывод:

Переход под железной дорогой

Подготовка участка перехода трубопровода под дорогой и монтаж машины ГБ производятся следующим образом. По обеим сторонам дороги в месте сооружения перехода отрывают рабочий котлован и приёмный. Рабочий котлован представляет собой траншею, длина которой на 8-12 м больше длины прокладываемой трубы, а ширина в верхней части на 1,5-2 м больше ширины машины и в нижней – на 1-1,5 м больше наружного диаметра трубы. Котлован должен быть на 0,7-1 м глубже проектной отметки положения нижней образующей трубы-патрона. На дно рабочего котлована устанавливают роликовые опоры на расстоянии 6-10 м друг от друга. Приёмный котлован для выхода режущей головки и демонтожа её и шнекового транспортера имеет следующие габариты: длину 6-8 м, ширину на 1-1,5 м больше диаметра трубы-патрона, в глубину – на 10-15 см больше нижней проектной отметки трубы. На бровке рабочего котлована выкладывают, стыкуют и сваривают трубы. Длина изготовленной таким образом трубы должна быть на 6-8 м больше необходимой длины скважины.

Угол пере сечения трубопровода с железными и автомобильными дорогами должен быть, как правило, 90⁰.

Участки трубопроводов, прокладываемых на переходах через железные и автомобильные дороги всех категорий с усовершенствованным покрытием капитального и облегченного типов, должны предусматриваться в защитном футляре (кожухе) из стальных труб или в тоннеле, диаметр которых определяется условием производства работ и конструкцией переходов и должен быть больше наружного диаметра трубопровода не менее чем на 200 мм. (СНиП 2.05.06 – 85).

где:
- коэффициент перегрузки, принимаемый равным 1,2;[8]

где:

где:

Диаметр защитного кожуха при горизонтальном бурении выбираем в зависимости от D_н, принимается D_л = 1220 мм [8]

Н – высота насыпи.

где:

А – коэффициент, зависящий от глубины заложения кожуха.

При глубине заложения кожуха h = 2,5 м, А = 0,4, n _п.т = 1,2[8]

кгс м^-2
8.2.4. Толщина стенки кожуха ( ), м.
, (7.6)
где:

N – расчетное поперечное сжимающее усилие в наиболее напряженном сечении футляра, отнесенное к единице длины футляра, кгс/м;

N – поперечное усилие;

М – изгибающий момент, кгс м;

R₂ – расчетное сопротивление материала трубы.
, (7.7)

где:

где:

где:

Принимаем для изготовления кожуха прямошовные экспандированные трубы из нормализованной листовой стали сваренные двустороннем швом дуговым методом марки 17Г1С.

т.к. выбранные трубы поставляются с толщиной стенки 12,0 мм примем [9]

Шнековый транспортер состоит из двух частей размещается внутри трубы-патрона в специальном лотке, центрируясь и опираясь на внутреннюю поверхность лотка внешней поверхностью. Шнек состоит из отдельных секций, каждая из которых представляет собой сварную конструкцию, состоящую из тонкостенной трубы с приваренным к ней винтовыми лопастями. Секции соединяются между собой при помощи шестигранного вкладыша и соединительных пальцев. К головной секции шнеков крепится режущая головка которая представляет собой стальной диск с двумя секторными вырезами. На крыльях вырезов устанавливаются режущие зубья, в центре диска имеется забурник. На диске также смонтированы два откидных резца для разбуривания скважины, диаметр которой должен быть больше диаметра прокладываемого патрона. Для повышения стойкости против истирания зубья и откидные резцы армированы пластинками твердого сплава. После сборки шнекового транспорта последняя секция соединяется с приводным валом, который передает вращение от электродвигателя на шнек. Труба-патрон крепится к машине при помощи сцепного устройства и устанавливается на дно траншеи посредством инвентарных роликовых опор. Подача патрона на переходе под дорогой осуществляется домкратным агрегатом. Частоту вращения шнека и скорость подачи можно изменять при помощи соответствующих коробок передач и рычагов управления.

- разрушение грунта;

- транспортирование грунта из забоя;

- продвижение кожуха в скважине.

8.4.1. Мощность двигателя установки
Мощность двигателя установки (N_ДВ), кВт
, (7.10)

где:

Для машин горизонтального бурения = 0,75 - 0,8

В расчете принимаем = 0,79.

N_Г – мощность, потребная на работу режущей головки, Вт;

N_Ш – мощность, необходимая для работы шнекового транспортера, Вт;

N_L – мощность, потребная для продвижения кожуха в скважину, Вт.

R_C – радиус скважины, м

Диаметр скважины принимается равным на 40 – 60 мм больше диаметра кожуха [8]
, (7.12)
мм
= 0,54 м
V – механическая скорость бурения, м/с.

Исследовательскими работами установлено, что шнековые транспортеры обеспечивают максимальную производительность при скорости подачи трубы – кожуха V = 3-5 м/ч.

Этот коэффициент зависит от многих факторов:

- вида грунта;

- толщины стенки;

- скорости бурения

- и т.д.
Для расчета рекомендуется применять усредненное его значение.

где:

Максимальная производительность буровой установки обеспечивается при скорости вращения шнекового транспортера n = 10 – 18 об/мин.

Принимаем

m – коэффициент пропорциональности, принимается равным 0,12.[8]
Вт
Мощность, потребная для продвижения кожуха в скважину

Величина N_L рассчитывается по формуле, предложенной ВНИИСТом:

где:

Этот коэффициент зависит от многих факторов:

- вида грунта;

- диаметра кожуха;

- формы режущей головки;

- скорости бурения;

- и т.д.
k_f меняется в пределах от 1,6 до 3,5

Для расчета следует применять среднее значение k_f = 2.5 [8]

q включает в себя:

- вес шнеков q_ш

- вес грунта, заполняющего трубу – кожух при работе машины q_гр

- вес собственного кожуха q_k
q_ш = 140 кгс м^-1 [8]

q_ш = 140х9,81=1373,4 Н м^-1

I = 1
м³

L_c – принимается на 6-8 м меньше длины кожуха.

L_c = 274 м
V – механическая скорость бурения, м с^-1

V = 0,001 м с^-1

В готовую трубу “затаривается” шнек при помощи бульдозера и трубоукладчика, устанавливается режущая головка. Затем трубу-патрон с уложенным и режущей головкой спускают в рабочий котлован при помощи двух трубоукладчиков и укладывают на роликовые опоры. На задний конец трубы устанавливают и закрепляют стяжными хомутами домкратный агрегат, одновременно соединив конец шнека с валом привода.

При включении установки шнек с режущей головкой начинает вращаться. Зубья режущей головки, оснащённые твёрдым сплавом, разрушают грунт, который подхватывается шнеком и транспортируется до противоположного конца трубы-патрона, где высыпается на дно траншеи. Режущая головка разрабатывает скважину несколько большего диаметра, чем диаметр прокладываемой трубы-патрона, исключая обжатие грунтом и снижая тем самым усилие подачи трубы-патрона.

8 Основные требования предъявляемые при выполнении огневых работ (врезка лупинга в основной газопровод)

На объектах МГ на основе настоящих Правил предприятие должно разработать производственную инструкцию на проведение огневых работ с учётом местных условий и особенностей.

Огневые работы могут быть плановыми и (или) аварийными. Плановые работы проводят в сроки, намеченные планом или графиком (ремонтных) работ. Аварийные работы выполняют немедленно после обнаружения аварии.

На проведение огневых работ, а также о назначении её руководителя издаётся приказ предприятия (подразделения), а в особых случаях – приказ ПО.

Руководителями огневых работ, в зависимости от их сложности, назначаются руководители объединения, начальники или заместители начальника ЛПУМГ, СПХГ, начальники ГРС, ЛЭС.

Руководитель огневой работы обязан лично руководить её подготовкой и проведением. Он несёт ответственность за безопасность проведения огневой работы, руководствуясь настоящими Правилами, Типовой инструкцией на проведение огневых работ на объектах Мингазпрома, инструкцией предприятия на проведение огневых работ, утверждённым планом организации этой работы и нарядом-допуском на её проведение.

При огневой работе открывать и закрывать запорную арматуру необходимо по распоряжению руководителя огневой работы, согласованному с диспетчерской службой.

Перед огневой работой участники, включая персонал сторонних организаций, должны быть проинструктированы о мерах безопасности при её выполнении под расписку руководителем огневой работы.

Огневая работа, связанная с сокращениями транспортирования и поставок газа потребителям, должна быть согласована с ЦДС объединения.

До начала плановой огневой работы должен быть разработан план организации огневой работы её организационно-технической последовательности.

При выполнении аварийной огневой работы план составляется на месте её руководителем.

Перед началом плановой огневой работы её руководителю выдаётся под расписку наряд-отпуск.

Наряд-отпуск оформляется в двух экземплярах, из которых один должен хранится у диспетчера подразделения, на объекте которого проводится работа, другой – у руководителя работ.

Наряд-отпуск выдаётся на срок, необходимый для выполнения данной работы.

Огневую работу следует выполнять при содержании газа в воздухе рабочей зоны не выше 20% от НКПВ. При повышении концентрации газа более 20% от НКПВ огневую работу немедленно прекращают. Периодичность контроля воздуха – не реже чем через 30 мин

Запрещается при огневой работе поднимать давление в газо- и конденсатопроводах, расположенных в опасной зоне с ремонтируемым газопроводом.

Технические и транспортные средства, механизмы и персонал, не участвующие в огневой работе, а также места для отдыха, обогрева и принятия пищи (передвижные вагончики, палатки и т. п.) должны находится за пределами опасной зоны на расстоянии не менее приведённых:
Условный диаметр, мм 300 300 600 800 1000 1200

и менее 600 800 1000 1200 и выше

Расстояние, мм 100 150 200 250 300 350
Огневые работы на газопроводе должны выполнять при давлении 200-500 Па (20-50 мм водяного столба). Не допускается при этом попадании атмосферного воздуха в газопровод.

Снижения давления в ремонтируемом участке следует осуществлять сбросом газа на свечу.

Работники, непосредственно не занятые сбросом газа, а также оборудование, механизмы и транспортные средства должны быть на расстоянии не менее 200 м от свечи, с учётом направления ветра.

Если при сбросе газа на свечу вместе с газом из неё выбрасывается газоконденсат, арматура на свече должна быть немедленно закрыта, а сброс газа прекращён.

Дальнейший сброс газа следует возобновить после принятия мер по предотвращению выброса газоконденсата.

Участок газопровода, на котором ведётся огневая работа, должны отключать надувными резиновыми шарами. До установки резиновых шаров проверяется срок их годности (хранения) и герметичность.

Резиновые шары устанавливают в газопроводе на расстоянии 8-10 м в обе стороны от места выполнения огневой работы.

Для установки резиновых шаров в газопроводе должны быть вырезаны для отверстия овальной формы размером не более 250-350 мм и не менее 100-15- мм, при этом ширина отверстия (меньшая ось) не должна превышать 0,5 диаметра трубы. Разница между длиной и шириной отверстия должна быть не менее 50 мм Большая ось отверстия должна располагаться вдоль оси газопровода. Отверстия должны располагать на ближе 0,5 м от поперечного сварочного шва и не менее 0,2 м от продольного шва.

Резиновый шар в газопроводе накачивают воздухом или инертным газом до давления 4000-5000 Па (400-500 мм вод. ст.) с применением U-образных манометров или приборов их заменяющих. За состоянием резиновых шаров должны осуществлять постоянный контроль.

На газопроводах диаметром до 300 мм включительно при огневой работе наряду с установкой резиновых шаров допускается отключать место работ временными глиняными пробками.

При разрыве газопровода, когда участок полностью освобождён от газа, перед вырезкой отверстий под резиновые шары для вытеснения газовоздушной смеси отключённый участок продувается газом, давлением не более 0,1 МПа подаваемым с двух сторон к месту разрыва. Содержание кислорода в газе после продувки по газоанализатору должно быть не более 2% (по объёму).

Для повышения безопасности огневой работы следует заполнять участок газопровода, газовые коммуникации, аппараты и сосуды инертным газом или дымовыми газами.

Огневые работы должны выполнять в дневное время и рабочие дни. Допускается в исключительных случаях работа в ночное время, а также в выходные и праздничные дни, при условии, что руководитель ею должны начальники ЛПУМГ (СПХГ) или других соответствующих предприятий (подразделений).

Запрещается огневая работа во время грозы, а также нахождение людей у линейных кранов и в радиусе менее 200 м от продувочных свечей и открытого газопровода.

Огневая работа должна быть прекращена в случаях повышения содержания горючих газов в воздухе рабочей зоны выше 20% от НКПВ; повышения или понижения давления газа внутри газопровода выше 500 ил ниже 200 Па (соответственно выше 50 мм или ниже 20 мм вод. ст.);затухания пламени газа, выходящего из прорези в трубе, или проскок пламени внутрь при работе «под газом»; нарушения герметичности шаров или пробок; возникновения утечки газа (газоконденсата) или аварийной ситуации в опасной зоне.

Сообщение о происшедшем нарушении, прекращении работы и принятых мерах должно быть передано диспетчеру ЛПУМГ и ЦДС.

Сварные соединения, выполненные в процессе ремонтно-восстановительных работ на газопроводе, подлежат контролю радиографическим методом (рентгеном или гамма–лучами), угловые сварные швы – ультразвуковым методом.

Допускается на участках газопроводов III и IV категории монтаж и сварка захлестков, а также вварка патрубков с применением подкладного кольца из стальной полосы шириной 40-50 мм и толщиной 3-4 мм.

Выбор метода ликвидации дефектов труб определяется характером и степенью опасности повреждения их стенок в соответствии с технологическими инструкциями.

Допускается на участках III и IV категории оставлять трубы с отдельными плавными вмятинами с глубиной, не превышающей толщину стенки.

Трубы аварийного запаса, используемые при огневых работах, не должны иметь дефектов и ремонту не подлежат.

Отверстия в трубах диаметром более 219 мм, вырезаемые для резиновых шаров, должны завариваться с помощью «заплат».

Заплата должна быть выполнена из того же металла, что и ремонтируемая труба. Вваривать заплату следует на подкладном кольце из листового металла. Запрещается наложение заплат внахлёст.

На варку заплат составляется акт.

После окончания огневой, изоляционной и земляной работ по засыпке отремонтированного участка из отключённого участка или технологической линии газопровода вытесняется газовоздушная смесь .По окончании вытеснения газовоздушной смеси отремонтированный участок газопровода испытывают максимальным рабочим давлением в течении 2 ч в процессе работы газопровода.

На приемку отремонтированного участка трубопровода составляется акт, в котором указываются: марка стали и сортамент уложенных труб, качество сварки и изоляции, результаты испытания, фамилии и инициалы сварщиков, производивших работу, лицо, разрешившее работу газопровода после ремонта и испытания.

Запрещается совмещать огневую и газоопасную работы в опасной зоне.

Разрешается огневая работа на газопроводе вблизи газовой скважины без её глушения на расстоянии не ближе 30 м от устья скважины при условии её отключения и отсутствия утечек газа из арматуры или затрубных газопроявлений.

Огневую работу внутри газовой зоны, где расположено газовое оборудование или арматура, должны проводить после полного отключения газовых коммуникаций, входящих в это помещение, с помощью арматуры, установленной вне его; уменьшения давления газа до атмосферного в оборудовании и трубопроводах внутри помещения, а также выполнения необходимых мер.


9 Экономическая часть
Исходные данные:

Участок: Аксай (УКПГ -16) – Оренбург (ОГПЗ);

Производительность газопровода до изменений –

Производительность газопровода после изменений –

Протяженность участка – 140 км;

Рабочее давление – 8,0 МПа;

Длина лупинга – 55 км.
Основными технико – экономическими показателями транспорта газа являются:

- капитальные вложения;

- эксплуатационные расходы.
Все эти показатели находятся в тесной связи и зависимости, представляя таким образом единую систему, которая дает возможность комплексно и всесторонне охарактеризовать уровень эффективности принятого решения.
Определение капитальных вложений
Капитальные затраты на сооружение магистрального газопровода включают затраты на сооружение части газопровода, строительство вспомогательного оборудования.

По данным ОАО «Батысгаз» капитальные вложения в строительство 1 км магистрального газопровода составляет 90,42465 млн.тг.

где:

L – длина газопровода, км.

где:

Эксплуатационные расходы

Годовые эксплуатационные расходы определяются по следующим экономическим показателям:

- заработная плата;

- отчисления на соцстрахование;

- амортизационные отчисления;

- затраты на текущий ремонт;

- потери газа при транспортировке.

Нормативы численности обслуживающего персонала 40 человек на 100 км по линейной части (Ч_ил=40 чел/100 км).

В состав основной заработной платы входят: плата начисленная за проработанное время по утвержденным тарифным ставкам и окладам; все виды премий из фонда заработной платы, доплата за работу в сверхурочное время, праздничные дни и т.д.

В состав дополнительной заработной платы включается: оплата отпусков, оплата рабочего времени, затраченного на выполнение государственных обязанностей.
Основная заработная плата:

, (9.6)

где:

Фонд заработной платы:

Таблица
Средняя з/п 1 работникаЗ_сртг./мес.60000Численность обслуж.перс-лаNЧел56Кол-во раб.врем.ТМес.12Основной фонд з/пЗ_оснмлн. тг.40,320Дополнит. Фонд з/пЗ_допмлн. тг.8,064з/п основн. и дополнит.Змлн. тг.48,383После изменений; Таблица

Отчисления на социальное страхование.

- пенсионный фонд 10 %;

- профсоюзные взносы 1 %.

В сумме составляют 11 % от всего Ф_з.пл.;

З_{соц.страх.общ.доизм} = 5,322 млн. тг.

З_{соц.страх.общ.послеизм} = 5,987 млн. тг.

Затраты на электроэнергию определяются по двухставочному тарифу как сумма оплаты за установленную мощность основного оборудования и расхода на потребляемую электроэнергию.

Стоимость электроэнергии за 1 КВт/ч составляет 5,7 тг.
Стоимость электроэнергии Таблица
Линейная частьЛупингЗатраты на электрич. энергию (млн. тг.)

9,0

Технически неизбежные потери газа при транспортировке по газопроводам определяются исходя из утвержденных норм и объема транспортируемого газа. Можно принять потери для газопроводов диаметром 720 мм в размере 22,5 тыс. м³ газа в год на один км трассы газопровода.

где:

Сумма амортизационных отчислений на планируемый период рассчитывается по каждому объекту основных фондов на соответствующие нормы амортизационных отчислений.

Основные фонды составляют 90 % от капитальных вложений в линейную часть.
, (9.16)

млн. тг.

, (9.17)

млн. тг.
Амортизационные отчисления для линейной части:

Принимаем 3,6 % от основных фондов.

Расходы на текущий ремонт для линейной части устанавливаются в размере 4,8 %.

Общие эксплуатационные затраты Таблица

%Вел-на после изм-й

%12345Заработная плата основная и дополнительная48,38454,43212345Отчисления на соц.страх.5,3225,987Затраты на электроэнергию9,020,0Затраты при потере газа4,7886,668Амортизационные отчисления410,148571,248Годовые затраты на текущий ремонт546,885761,729Прочие расходы102,453142,0ИТОГО1126,981556,077

Расчет технико-экономических показателей.

Себестоимость транспорта газа представляет совокупность связанных с содержанием и эксплуатацией магистральных газопроводов и всех сооружений, выраженных в денежной форме и определяется как отношение всех затрат на транспорт газа к объему транспортируемого газа.

До изменений:

где:

До изменений:

До изменений:

После изменений:

До изменений:

После изменений:

До изменений:

После изменений:

Определяем балансовую прибыль.

где:

НДС – налог на добавленную стоимость;

А – акциз, тг;

Э – эксплуатационные расходы, тг.

Принимаем НДС равным 16 %, акциз равным 4 %.
Определяем стоимость реализации газа.

, (9.28)

млн.тг./тыс.м³.

млн.тг.

Определяем срок окупаемости проекта.

где:

А – расчетная прибыль.

1. 
   Новоселов В.Ф.,Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов.-М.: Недра, 1982 – 136с.
   
2. 
   Юфие В.А и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. – М.: Недра, 1987
   
3. 
   СНиП 2.05.06 – 85. Магистральные трубопроводы
   
4. 
   Инструкция по применению стальных труб в нефтяной и газовой промышленности. ВНИИГАЗ – М.:1996.-70с/
   
5. 
   Инструкция по проектированию и расчету электрохимической защиты магистральных трубопроводов и промысловых объектов. ВСН 2-106-78. Миннефтегазстрой.-М.: 1980.-175с.
   
6. 
   Каталог средств катодной защиты от коррозии подземных металлических сооружений. М.: ИРЦ «Газпром», 1997-156с.
   
7. 
   Расчет и выбор конструкции кожухотрубного теплообменного аппарата. М.: РГУНГ им Губкина, 1989 – 75с
   
8. 
   Алиев, Душин. Проектирование и сооружение переходов трубопроводов под дорогами. М.: МИНХиГП, 1983 -11с.
   
9. 
   Скугорова Л.П. Материалы для сооружения газонефтепроводов и хранилищ. М.: Нефть и газ, 1996 – 450с.
   
10.