книги / Математическое моделирование и технико-экономические исследования энерготехнологических установок синтеза метанола
..pdfRe2 = 2090й |
-0,0635 |
(5.10) |
Давление на выходе большого участка газопровода между двумя компрессорными станциями запишется как
|
м |
(5.11) |
P вых = Р вх |
2 |
|
|
/=1 |
|
где М — число элементарных |
участков; d P 3у |
— падение |
давления на /-м элементарном участке. Для меГанолопровода примем М = 1.
5.1.2. Компрессоры природного газа и насосы для перекачки метанола
В расчетах используются следующие зависимости для опреде ления потребляемой мощности компрессоров природного газа:
к- 1
|
1р |
\ |
к |
(5.12) |
|
Тв |
|
|
|
^вх = f 1т(Твх), |
(5.13) |
|||
К |
= f |
|
|
(5.14) |
вых |
I вх + |
I а |
- I 1 |
(5.15) |
|
|
|
Чал |
|
N = |
ых ~ K J |
(5.16) |
||
|
м |
|
||
|
|
|
|
где к — показатель адиабаты природного газа; Р вх, Р вых — давление газа на входе и выходе компрессора;
Твх — абсолютная температура газа на входе в компрессор; Та, / а — абсолютная температура и удельная на единицу
массы энтальпия газа в конце изоэнтропийного процесса сжатия в компрессоре;
1ВХ, / вых — удельные энтальпии газа на входе и выходе компрессора;
юз
f lT — функция энтальпии природного газа от температу
ры;
'/ал’ 9М — адиабатный и механический коэффициенты
полезного действия компрессора;
G — весовой расход газа через компрессор;
N — механическая мощность, потребляемая компрессором. Расчет механической мощности насосов для перекачки
метанола производится из выражения
N = |
G |
д (Р |
- Р ) |
(5.17) |
М |
М V |
ВЫХ_________ ВХ ' |
||
|
9м |
'h i |
||
|
|
|
где N — механическая мощность, потребляемая насосами; GM — массовый расход метанола;
дм — удельный объем метанола; Р вх, Р вых — давление метанола на входе и выходе насоса;
9М’ 9о/ — механический и внутренний относительный коэффициенты полезного действия насоса.
5.3.Сравнительные технико-экономические исследования трубопроводного транспорта природного газа и метанола
5.3.1. Определение капитальных вложений в трубопровод
В настоящей работе капитальные вложения в линейную часть трубопровода определяются из выражения
|
= |
(5.18) |
где LTp — длина трубопровода; |
|
|
|
^лин — Удельная стоимость единицы длины трубопровода, |
|
зависящая от диаметра труб и условий прокладки. |
|
|
|
Капитальные вложения в насосные и компрессорные стан |
|
ции в работе находятся следующим образом; |
|
|
|
К „ = К% + Ag N CT, |
(5.19) |
где |
— постоянная составляющая капитальных вложений в |
компрессорную или насосную станцию, не зависящая от числа агрегатов .на станции, а зависящая только от их типа;
— удельные (на единицу механической мощности)
капитальные вложения в перекачивающую станцию;
N cr — суммарная механическая мощность компрессоров или насосов на станции.
5.3.2. Постановка задачи оптимизации трубопроводов
На основе описанных в предыдущих подпунктах зависимостей были построены математические модели линейного газопрово да и метанолопровода (без разветвлений) с постоянным по всей длине расходом перекачиваемых сред. С использованием этих моделей решалась рассмотренная выше задача опти мизации пропускной способности трубопроводов и расстояния между перекачивающими станциями.
В формальном виде задача нелинейного математического программирования может быть представлена следующим обра зом:
min Сср |
(5.20) |
^р^ср^уч
при условиях:
dPTl - |
|
|
|
|
|
V |
|
D, |
P DX) |
< d P ™ \ |
(5.21) |
|
|
|
P ВЫХ |
= |
P BX |
- |
dP уч’ |
(5.22) |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
V |
|
|
|
(5.23) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
^ n e p |
|
= |
|
*(G«p, |
Лзх, P вых* ^ n cp )> |
(5.24) |
||||||
|
|
|
|
N z |
|
= |
N CT |
|
n |
|
(5.25) |
|
|
Z |
эл |
= |
N * |
|
h |
|
C |
, |
(5.26) |
||
|
|
|
|
пер |
|
исп |
|
эл5 |
|
|||
- к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л г"р). |
(5.27) |
|
|
E |
|
= |
*irai |
|
Gcp |
|
C«p> |
(5.28) |
||
IRR |
- |
|
/ ( £ , |
Z „, |
ЛГЕ) |
a |
IRRpp,,, |
(5.29) |
где С — цена перекачки единицы массы или объема транс портируемой среды;
(?ср — расход транспортируемой среды;
L Tl — длина участка трубопровода между перекачива
ющими станциями;
d P ^ — перепад давлений на участке трубопровода между перекачивающими станциями;
d P ^ * — заданный максимальный перепад давлений на
участке трубопровода между перекачивающими станциями; D — внутренний диаметр трубопровода;
Р вх, Р вых — давления на входе и выходе участка; £уч — длина участка между перекачивающими станциями; L Tp — общая длина трубопровода;
п — число перекачивающих станции по длине трубопрово
да;
5пер — вектор конструктивных характеристик компрессоров или насосов перекачивающих станций;
N Jcp — механическая мощность одной перекачивающей станции;
^пер — суммарная мощность перекачивающих станций;
K m |
~ |
число часов использования трубопроводов в году; |
Сэл — цена электроэнергии, расходуемой на перекачку; |
||
Z 3n |
— |
суммарные годовые затраты на электроэнергию, |
расходуемую на перекачку;
Е— доход от перекачки энергоносителя по трубопроводу;
К* — суммарные капитальные вложения в трубопровод;
K m —’ Удельные на единицу длины капитальные вложения в линейный участок трубопровода;
№£ — удельные на единицу потребляемой мощности ка питальные вложения в перекачивающие станции;
К™т— постоянная составляющая капитальных вложений в
перекачивающую станцию;
IRR — внутренняя норма возврата капитальных вложений; IRRmin — минимальная норма возврата капитальных вло
жений.
При решении этой задачи игнорируется требование целочисленности числа перекачивающих станций, что допустимо при их достаточно большом количестве. Ограничение-неравен
ство на IRR всегда бывает активным в оптимальной точке, т. е.
IRR - iRRnün
Следует отметить важную особенность задач вида (5.20)— (5.29), в которых минимизируется прирост цены целевого продукта при ограничении на внутреннюю норму возврата капитальных вложений. В случае, если рассматривается цепоч ка последовательных технологических процессов, например переработки природного газа в метанол и трубопроводный транспорт метанола, оптимизация этих процессов в ходе по следовательного решения указанных задач для отдельных про цессов при одинаковых значениях IR R ^ даст тот же резуль
тат, что и согласованная оптимизация процессов, когда мини мизируется суммарный прирост цены целевого продукта по всей цепочке процессов при ограничении на внутреннюю норму возврата капитальных вложений также по всей цепочке. Причем граничное значение IRR^, в последнем случае при
нимается таким же, как и для отдельных процессов.
Анализ условий оптимальности задач нелинейного про граммирования в точках решения задач оптимизации отдель ных процессов и задачи оптимизации всей цепочки показыва ет, что совпадение оптимальных решений имеет место, если частные производные IRR последней задачи по приросту цен в отдельных процессах равны между собой. Очевидно, что это происходит при неизменности количества целевого продукта в различных процессах цепочки. При изменении количества целевого продукта, например при его потерях в ходе отдельных процессов, равенство производных легко может быть достигну то приведением приростов цен к расходу целевого продукта на выходе цепочки. В случае потерь целевого продукта при определении IRR в задачах оптимизации отдельных процессов следует учитывать затраты на теряемый продукт, вычисляемые с использованием его цены, которая находится в предыдущем процессе. Таким образом удается существенно упростить оп тимизацию последовательных процессов.
5.3.3. Исходные данные
Сопоставительные расчеты метанолопроводов и газопроводов выполняются в предположении, что газопровод имеет внут ренний диаметр 1420 мм и расчетное давление 7,5 МПа, а метанолопровод имеет внутренний диаметр 1220 мм и расчет
ное давление 5,5 МПа. Рассматривается дальность транспор тировки энергоносителей 3, 4, 5 и 6 тыс. км. Капиталовло жения в трубопроводы определяются в соответствии со свод ными нормативами капиталовложений в трубопроводы с ис пользованием индекса перевода цен 1991 г. в цены 1997 г., равного 7000 и курса доллара США, равного 6000. В расчетах районный коэффициент удорожания строительно-монтажных работ был принят равным 1,3 для линейной части трубопрово да и 1,4 — для перекачивающих станций. Эти значения используются для южных районов Амурской области и Хаба ровского края [92, 93]. Полученные таким образом капитало вложения в трубопровод принимаются как минимальные (ко эффициент удорожания капиталовложений равен 1). Кроме того, в расчетах рассматриваются варианты капиталовложений, полученные с использованием коэффициента удорожания 1,33; 1,66 и 2. Минимальному значению коэффициента удорожания соответствует стоимость линейного участка трубопровода 1420 мм, равная 1,3 млн дол./км, а максимальному значению — 2,6 млн дол./км. В указанный диапазон укладываются раз личные оценки стоимости трубопроводов для условий восточ ных регионов страны. Поскольку метанол является достаточно токсичным веществом, обеспечение должной безопасности метанолопроводов потребует дополнительных затрат по срав нению с газопроводом. Эти затраты могут быть связаны с удлинением трассы для обхода населенных пунктов и. водо емов, сокращением расстояния между секционирующей запор ной арматурой, что позволяет уменьшить объем метанола, попадающего при авариях в окружающую среду, с использо ванием в опасных местах прокладки типа «труба в трубе» и т.д.
В работе экспертно принято, что удорожание линейной части метанолопровода, связанное с обеспечением безопас ности, составляет 20 %.
Используемая при расчетах газо- и метанолопроводов ис ходная информация представлена в табл. 5.1.
5.3.4. Результаты технико-экономических исследований газо- и метанолопроводов
Для решения задачи оптимизации параметров трубопроводов (5.20)—(5.29) использовался разработанный в СЭИ СО РАН программно-вычислительный комплекс — система машинного построения программ для персональных компьютеров СМПП-ПК.
|
Т а б л и ц а 5.1 |
||
Исходная информация для расчетов газо- и метанолопроводов |
|||
Наименование |
Газопровод |
Метаноло- |
|
провод |
|||
|
|
||
Удельная стоимость линейной части трубопровода, |
|
0,92 |
|
млн дол./км |
1,3 |
||
Постоянная составляющая стоимости перекачивающей |
21 |
5 |
|
станции, млн дол. |
|||
Удельная стоимость aiperaTOB перекачивающей стан- |
300 |
300 |
|
ции, дол./кВт |
|||
Давление среды на выходе из перекачивающей стан- |
7,5 |
5,5 |
|
ции, МПа |
|||
Минимально-допустимое давление среды на входе на |
3,5 |
|
|
линейную перекачивающую станцию, МПа |
1,5 |
||
Давление среды на входе на головную перекачи |
5,5 |
|
|
вающую станцию, МПа |
0,1 |
||
Удельная стоимость электроэнергии, потребляемой |
|
0,04 |
|
перекачивающими станциями, дол.ДкВт ч) |
0,04 |
||
Годовое число часов использования номинальной |
8600 |
8600 |
|
пропускной способности, ч |
|||
Доля амортизационных отчислений, % |
3,5 |
3,5 |
|
Доля затрат на текущий и капитальный ремонты, % |
4,5 |
4,5 |
|
Процентная ставка депозита |
0,08 |
0,08 |
|
Процентная ставка на кредит |
0,08 |
0,08 |
|
Доля налога на прибыль |
32 |
32 |
|
Доля налога на заработную плату |
40 |
40 |
|
Расчетный период эксплуатации, лет |
35 |
35 |
|
Срок строительства, лет |
3 |
3 |
С его помощью были построены модели трубопроводов, вклю чающие в себя головную насосную или компрессорную стан ции, линейные участки и линейные насосные или компрессор ные станции.
Результаты оптимизационных расчетов газопроводов и ме танолопроводов представлены в табл. 5.2—5.5 соответственно для значений коэффициентов удорожания капиталовложений 1; 1,33; 1,66; 2. Задача (5.20)—(5.29) решалась для каждого трубопровода для трех значений внутренней нормы возврата капиталовложений 12, 15 и 18 %.
Для удобства сопоставления затрат на транспорт природно го газа и метанола с затратами на переработку газа в метанол в табл. 5.6, построенной на основе рис. 4.4, представлена разность цены тонны у.т. метанола и природного газа на месте
Сравнительные технико-экономические показатели газо- и метанолопроводов при АуДор = |
1 |
|
|
|||||||||
Показатель |
|
IRR =: 12 % |
|
|
IRR =: 15% |
|
1 |
IRR = 18% |
|
|||
|
|
|
Расстояние транспорта, тыс. км |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
3 |
4 |
5 |
6 |
3 |
4 |
5 |
6 |
3 |
4 |
5 |
6 |
Годовой расход природного газа по газопроводу, |
|
26',8 |
|
|
29 ,8 |
|
|
31 ,4 |
|
|||
млрд нм3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Годовой расход метанола по метанолопроводу, млн т |
|
88 ,9 |
|
|
91 .4 |
|
|
100,6 |
|
|||
Расстояние между КС газопровода, км |
|
121 |
|
|
114 |
|
|
100 |
|
|||
Расстояние между НС мстанолопровода, км |
|
65 ,2 |
|
|
62 ,8 |
|
|
55 ,1 |
|
|||
Мощность КС газопровода, МВт |
780 |
1040 |
1300 |
1560 |
1115 |
1487 |
1858 |
2230 |
1282 |
1709 |
2137 |
2564 |
Мощность НС метанолопровода, МВт |
624 |
832 |
1040 |
1248 |
676 |
901 |
1127 |
1352 |
901 |
1201 |
1502 |
1802 |
Годовой расход электроэнергии на перекачку при |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
родного газа, млрд кВт-ч |
6,71 |
8,95 |
11,18 |
13,42 |
9,59 |
12,78 |
16,0 |
19,18 |
11 |
14,7 |
18,3 |
22,06 |
Годовой расход электроэнергии на перекачку ме |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
танола, млрд кВт ч |
5,37 |
7,16 |
8,95 |
10,74 |
5,82 |
7,76 |
9,7 |
11,64 |
7,75 |
10,3 |
12,9 |
15,5 |
Капиталовложения в линейную часть газопровода, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
млн дол. |
3900 |
5200 |
6500 |
7800 |
3900 |
5200 |
6500 |
7800 |
3900 |
5200 |
6500 |
7800 |
Капиталовложения в КС газопровода, млн дол. |
753 |
1004 |
1255 |
1506 |
885 |
1180 |
1475 |
1770 |
1018 |
1357 |
1697 |
2036 |
Капиталовложения в линейную часть метаноло |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
провода, млн дол. |
2760 |
3680 |
4600 |
5520 |
2760 |
3680 |
4600 |
5520 |
2760 |
3680 |
4600 |
5520 |
Капиталовложения в НС метанолопровода, млн дол. |
417 |
556 |
695 |
834 |
442 |
589 |
737 |
884 |
542 |
723 |
903 |
1084 |
Цена транспорта природного газа, дол./тыс. нм3 |
53 |
71 |
88 |
106 |
62 |
82 |
103 |
123 |
70 |
93 |
117 |
140 |
Цена транспорта метанола, дол./т |
12 |
16 |
20 |
24 |
14 |
18 |
23 |
27 |
15 |
20 |
25 |
30 |
Цена транспорта т у.т. по газопроводу, дол./т у.т. |
44 |
59 |
74 |
88 |
51 |
68 |
85 |
103 |
58 |
78 |
97 |
117 |
Цена транспорта т у.т. по метанолопроводу, дол./т у.т. |
17 |
22 |
28 |
33 |
19 |
25 |
31 |
37 |
21 |
28 |
35 |
42 |
Разность цен транспорта т у.т. по газопроводу и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
метанолопроводу, дол./т у.т. |
27 |
37 |
46 |
55 |
32 |
43 |
54 |
66 |
37 |
50 |
62 |
75 |
Показатель |
|
3 |
IRR = 12% |
|
|
IRR ==15% |
|
|
IRR ==18% |
|
|||
|
|
* 1 5 J1 « |
3 |1 * 1 3 1 6 |
3 1т |
5 1 6 |
||||||||
Годовой расход природного газа по газопро- |
|
31 |
|
|
31,3 |
|
|
31,9 |
|
||||
воду, млрд нм3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Годовой расход метанола по мепанслопроводу, млн т |
|
96,4 |
|
|
97,8 |
|
|
103,6 |
|
||||
Расстояние между КС газопровода, км |
|
110 |
|
|
108 |
|
|
95 |
|
||||
Расстояние между НС метанолопровода, км |
1264 |
б:U2 |
2528 |
1347 |
58 |
2696 |
1303 |
531,7 |
2606 |
||||
Мощность КС газопровода, МВт |
1685 |
2107 |
1796 |
2245 |
1737 |
2172 |
|||||||
Мощность НС метанолопровода, МВт |
792 |
1056 |
1320 |
1584 |
828 |
1104 |
1380 |
1656 |
982 |
1309 |
1637 |
1964 |
|
Годовой расход электроэнергии на перекачку |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
природного газа, млрд кВт ч |
10,87 |
14,50 |
18,12 |
21,74 |
11,58 |
15,44 |
19,3 |
23,16 |
11,20 |
14,93 |
18,67 |
22,40 |
|
Годовой расход электроэнергии на перекачку |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
метанола, млрд кВт ч |
|
6,81 |
9,08 |
11,4 |
13,6 |
7,12 |
9,5 |
11,9 |
14,2 |
8,5 |
11,3 |
14,1 |
16,9 |
Капиталовложения в линейную часть газопро |
5190 |
6920 |
8650 |
10380 |
5190 |
6920 |
8650 |
10380 |
5190 |
6920 |
8650 |
10380 |
|
вода, млн дол. |
|
||||||||||||
Капиталовложения в КС газопровода, млн дол. |
1272 |
1696 |
2120 |
2544 |
1324 |
1765 |
2207 |
2648 |
1407 |
1876 |
2345 |
2814 |
|
Капиталовложения в линейную часть метано |
3660 |
4880 |
6100 |
7320 |
3660 |
4880 |
6100 |
7320 |
3660 |
4880 |
6100 |
7320 |
|
лопровода, млн дол. |
метанолопровода, |
||||||||||||
Капиталовложения в НС |
643 |
857 |
1072 |
1286 |
672 |
896 |
1120 |
1344 |
764 |
1019 |
1273 |
1528 |
|
млн дол. |
|
||||||||||||
Цена транспорта природного газа, дол./тыс. нм3 |
66 |
88 |
110 |
132 |
77 |
103 |
128 |
154 |
89 |
119 |
148 |
178 |
|
Цена транспорта метанола, дол./т |
14,5 |
19,3 |
24,2 |
29 |
17 |
23 |
■28 |
34 |
19,5 |
26 |
32,5 |
39 |
|
Цена транспорта т у.ч. цо газопроводу, дол./т у.т. |
55 |
73 |
92 |
110 |
64 |
86 |
107 |
128 |
74 |
99 |
124 |
148 |
|
Цена транспорта т у.ч. по |
метанолопроводу, |
20 |
27 |
33 |
40 |
24 |
32 |
39 |
48 |
27 |
36 |
45 |
54 |
дол./т у.т. |
|
||||||||||||
Разность цен транспорта т у.т. по газопроводу и |
35 |
46 |
58 |
70 |
40 |
54 |
68 |
80 |
47 |
63 |
79 |
94 |
|
метанолопроводу, дол./т у.т. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
• |
|
|
|
|
Показатель |
|
IRR = |
12% |
|
|
IRR =^ 15% |
|
|
IRR =• 18% |
|
||
|
|
|
|
Расстояние транспорта, тыс. км |
|
|
|
|
||||
|
3 |
4 |
5 |
6 |
3 |
4 |
5 |
6 |
3 |
4 |
5 |
6 |
Годовой расход природного газа по газо |
|
3 1 |
|
|
31 ,6 |
|
|
|
|
|
||
проводу, млрд нм3 |
|
|
|
|
|
|
3 3 |
|
||||
Годовой расход метанола по метанолопро- |
|
|
|
|
|
ю:2,8 |
|
|
ю:5,5 |
|
||
воду, млн т |
|
102,4 |
|
|
|
|
|
|||||
Расстояние между КС газопровода, км |
|
1 10 |
|
|
1C)8 |
|
|
96 ,6 |
|
|||
Расстояние между НС метанолопровода, км |
|
54 |
|
|
|
54 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
53 ,5 |
|
|||||
Мощность КС газопровода, МВт |
1264 |
1685 |
2107 |
2528 |
1376 |
1835 |
2293 |
2752 |
1607 |
|
||
2143 |
2678 |
3214 |
||||||||||
Мощность НС метанолопровода, МВт |
948 |
1264 |
1580 |
1898 |
960 |
1280 |
1600 |
1920 |
978 |
1304 |
1630 |
1956 |
Годовой расход электроэнергии на перекачку |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
природного газа, млрд кВт-ч |
10,87 |
14,49 |
18,12 |
21,74 |
11,83 |
15,77 |
19,72 |
23,66 |
13,82 |
18,43 |
23,03 |
27,64 |
Годовой расход электроэнергии на перекачку |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
метанола, млрд кВт-ч |
8,16 |
10,88 |
13,6 |
16,32 |
8,26 |
11 |
13,77 |
16,52 |
8,93 |
11,9 |
14,9 |
17,86 |
Капиталовложения в линейную часть газо |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
провода, млн дол. |
6480 |
8640 |
10800 |
12960 |
6480 |
8640 |
10800 |
12960 |
6480 |
8640 |
10800 |
12960 |
Капиталовложения в КС газопровода, млн дол. |
1589 |
2119 |
2648 |
3178 |
1647 |
2196 |
2745 |
3294 |
1890 |
2520 |
3150 |
3780 |
Капиталовложения в линейную часть метано |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
лопровода, млн дол. |
4560 |
6080 |
7600 |
9120 |
4560 |
6080 |
7600 |
9120 |
4560 |
6080 |
7600 |
9120 |
Капиталовложения в НС метанолопровода, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
млн дол. |
937 |
1249 |
1562 |
1874 |
938 |
1251 |
1563 |
1876 |
950 |
1267 |
1583 |
1900 |
Цена транспорта природного газа, дол./тыс. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нм3 |
78 |
104 |
130 |
156 |
93 |
124 |
155 |
186 |
108 |
144 |
180 |
216 |
Цена транспорта метанола, дол./т |
17 |
23 |
28 |
34 |
20 |
27 |
33 |
40 |
23 |
31 |
38 |
46 |
Цена транспорта т у.т. по газопроводу, дол./т у.т. |
65 |
87 |
108 |
130 |
78 |
103 |
129 |
155 |
90 |
120 |
150 |
180 |
Цена транспорта т у.ч. по метанолопроводу, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
дол./т у.т. |
24 |
31 |
39 |
48 |
28 |
37 |
46 |
55 |
32 |
43 |
53 |
64 |
Разность цен транспорта т у.т. по газопро |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
воду и метанолопроводу, дол./т у.т. |
41 |
56 |
69 |
82 |
50 |
66 |
83 |
100 |
58 |
77 |
97 |
116 |