ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАПИТАЛЬНЫХ, ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ И ПРИВЕДЕННЫХ ЗАТРАТ

Параметрами нефтепровода, характеризующими его как с экономической, так и с технической стороны, являются:

- производительность нефтепровода Q (задана в исходных данных);

- диаметр трубопровода D;

- давление, развиваемое насосными станциями p;

- число нефтеперекачивающих станций n;

- толщина стенки трубопровода δ .

Все четыре параметра связаны между собой: изменение одного из них влечет за собой изменение всех остальных. Чем больше диаметр трубопровода или чем больше давление, тем меньше потребуется нефтеперекачивающих станций и наоборот. Толщина стенки трубопровода при выбранном сорте стали определяется величинами p и D.

Для перекачки заданного количества нефти может быть предложен, таким образом, ряд вариантов проекта, различающихся величинами D, р, n и δ . Задача состоит в отыскании экономически наивыгоднейшего варианта.

Капитальные затраты на сооружение магистрального нефтепровода k можно разбить на две части: стоимость нефтеперекачивающих станций К_ст и стоимость трубопровода (труб, сварки, изоляции, рытья траншей и т.д.) К_т. С увеличением D или p капитальные затраты на трубопровод возрастают, а на нефтеперекачивающие станции - уменьшаются. Поскольку К_т и К_ст в зависимости от D или p изменяются в противоположных направлениях, функции К = К(D) и К = К ( p ) имеют минимум.

Эксплуатационное расходы Э изменяются аналогично. Следовательно, и для приведенных расходов П = k Е + Э, где Е - нормативный коэффициент эффективности, существует минимум.

Значения параметров нефтепровода D, р, n и δ , при которых приведенные расходы оказываются наименьшими, называются оптимальными.

Нахождение параметров нефтепровода по минимуму приведенных затрат не учитывает такие факторы, как дефицитность тех или иных материалов или оборудования, простота, удобство и безопасность обслуживания, требования специального характера и т.д.

Однако очевидно, что по этим показателям различные варианты проекта одного и того же нефтепровода не могут значительно отличаться друг от друга.

Чтобы выразить П в зависимости от параметров нефтепровода, капитальные затраты и эксплуатационные расходы представляют в виде суммы, в которой каждое слагаемое связано с теми или иными параметрами.

Для капитальных затрат на перекачивающие станции – это затраты, пропорциональные мощности и не зависящие от мощности (мощность пропорциональна pQ). Для капитальных затрат на линейную часть нефтепровода – это затраты, пропорциональные диаметру трубопровода и массе труб (масса труб линейно зависит от pD²).

Эксплуатационные расходы, относящиеся к перекачивающим станциям, складываются из расходов, пропорциональных мощности, не зависящих от мощности и из отчислений на амортизацию и текущий ремонт. Отчислениями на амортизацию и текущий ремонт могут быть представлены эксплуатационные расходы линейной части нефтепровода.

Затраты, не зависящие от параметров нефтепровода, можно не учитывать.

Капитальные затраты k, вычисляемые по формуле (18), следует умножить на поправочный коэффициент K _т, учитывающий надбавку на топографические условия трассы (табл. 11), а затем к ним добавить дополнительные капитальные вложения, учитывающие территориальный район прохождения трассы; следовательно K определяется по формуле:

(18)

где k _тр – капитальные затраты на строительство трубопровода;

L _расч – протяженность участков трубопровода, проходящих по районам, к которым применяется территориальный коэффициент К_тер. (таблица 9); знак Σ означает суммирование по всем участкам трубопровода.

Поправочный коэффициент К_т на топографические условия трассы.

Таблица 8

Топография трассы

Поправочный коэффициент К_т

Линейная часть

Здания и сооружения

Трубопровод в целом, условный диаметр, мм

500-800

1000-1400

Низменно-холмистая

1, 00

Пустынная

0, 92

1, 01

0, 95

0, 94

Болотистая

1, 45

1, 06

1, 29

1, 36

Гористая

1, 18

1, 25

1, 21

1, 19

Территориальный коэффициент К_тер

Таблица 9

Территориальный район	2, 0
Территориальный коэффициент	0, 99

Капитальные затраты k _тр, вычисляются по формуле:

(19)

где С_Л – удельные капитальные вложения на 1 км. трубопровода (по таб.10)

С_ГНС, С_ПС – капитальные вложения, соответственно в одну головную и промежуточную станцию (по таб.11)

С_ПСР – капиталовложения в одну промежуточную насосную станцию с резервуарным парком;

n _ст– число насосных станций на трассе трубопровода.

Капитальные затраты на строительство линейной части трубопровода (у.е.)

Таблица 10

Наружный диаметр трубопровода, D, мм	Основная магистраль	Параллельная магистраль
219	22, 8	18
273	24, 9	20, 1
325	28, 8	22, 8
377	33, 6	27, 5
426	37, 6	31, 5
530	56, 6	45, 1
630	71	56
720	77, 5	62, 1
820	91, 1	74, 9
920	113, 6	97, 3
1020	136, 1	119,.6
1220	180, 8	165, 6

Капитальные затраты на строительство насосной станции.

Таблица 11

Пропускная способность, млн.т/год	Стоимость головной насосной станции, у.е., на новой площадке.	Стоимость промежуточной насосной станции, у.е., на новой площадке.
0, 7-0, 9	1339	830
1, 3-1, 6	1504	854
1, 8-2, 3	1643	920
2, 5-3,.2	1867	1127
3, 5-4, 8	2556	1274
6, 5-8, 5	5418	1926
10-12	6730	2012
14-18	8077	2170
22-26	9202	2554
32-36	12300	2788
42-50	15396	3023
70-78	16195	3550

Эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:

(20)

где K _л – капитальные вложения в линейную часть с учетом всех поправочных коэффициентов;

(21)

K _ст – капитальные вложения в насосные станции с учетом всех поправочных коэффициентов:

(22)

З_э – затраты на электроэнергию:

(23)

G – годовой объем перекачки по трубопроводу, т/год;

H _ст – дифференциальный напор, развиваемый одной станцией, м;

К_с – коэффициент, учитывающий снижение расхода электроэнергии при сезонном регулировании перекачки (принимаем К_с = 1);

η _н и η _э – КПД насоса и электродвигателя;

N _с – расход электроэнергии на собственные нужды насосной станции N _с = 1, 5-2 10 кВт.ч./год;

С_э – стоимость 1 кВт.ч электроэнергии (таблица 12). С_э=0, 0128у.е./кВт.ч.

Тарифы на электричество по районным энергоуправлениям.

Таблица 12

Энергосистема	Стоимость 1 кВт. ч., y.e.
Мосэнерго	0, 0128
Горэнерго	0, 0128
Смоленскэнерго	0, 0207