原油管道设计计算

1、1.5 设计依据与基础参数1.5.1 设计基础参数 1) 原油物性参数(1)原油密度所输原油密度(g/cm)随温度t()的变化关系为： =-(T-20) (1-1) 式中：-20度下原油密度(kg/m)，取870 kg/m； -=1.825-0.001315； T-平均输油温度()，取40； 即得=870-0.68095(T-20) (1-2)(2)原油粘度由最小二乘法回归粘温关系如表1-11表1-11 粘温关系回归表温度()706050454035粘度(mm2/s)38.461.593.6120.1152.3200Log1.5841.7891.9712.0802.1832.300取xi为T，

2、yi为logxi=300yi=11.908(xiyi)=578.225xi=15850b=-0.0202a=2.995回归结果为log=2.995-0.0202T得原油粘度为：=102.995-0.0202T (1-3)式中：T-平均输油温度()；(3)原油比热容所输原油的比热容为2100J/kg(4)平均输油温度在加热输送条件下，计算温度采用平均输油温度T，平均输油温度采用加权法，按下式计算： T= (1-4)式中：TR-原油出站温度，取60； TZ-原油进站温度，取30；2) 总传热系数由 (1-5)式中：D-管道外径(m)； h-土壤导热系数(w/m)，取0.9 w/m； -管道中心埋深

3、(m)，取1.5 m；得=2.342K= (1-6)式中：-沥青防腐层(m)，0.006 m； -防腐层导热系数(w/m)，取0.15w/m；得总传热系数K=2.141 (w/m)；1.5.2 其它设计参数管道全线任务输量、最小输量、进出站油温、埋深处月平均气温等列于表1-12设计参数表中。生产天数按照350天计算。表1-12 设计参数表任务输量(×10t/a)最小输量(×10t/a)管线里程(Km)最高出站油温最低出站油温埋深处月平均气温60034225060305.01.6 经济管径的选择1.6.1 管径及管材的初选1)管径选择根据规范，输油管道经济流速范围为1.0-2

4、.5m/s，管径计算公式如下：d= (1-7)式中：Q-额定任务输量(m/s)； V-管内原油经济流速(m/s)； d-管道内径(m)；根据输量计算结果如下表1-13：表1-13 初选管径表经济流速(m/s)计算结果(mm)初选管(mm)初选管(mm)初选管径(mm)1.5432.7406.44575082)管材选用本工程采用直缝电阻焊钢管。综合考虑输油系统的压力、输油泵的特性、阀门及管件的耐压等级等综合因素，管材选用按照API标准生产的X60直缝电阻焊钢管，局部高压管段选用按照API标准生产的X80直缝电阻焊钢管。根据输量的大小，本次设计提出了3种可能的管径，分别是406.4×6.

5、4、457×7.1、508×7.9。在这里采用费用现值来确定最经济管径。1.6.2 费用现值法确定经济管径1)确定经济管径的原则对某一输量下的管路，随着管径的增大，基本建设中钢材及线路工程投资增大，但压力损失降低，泵站数减少，站场投资减少。而有些项目如道路、供水、通讯等投资不变。故总投资随着管径的变化必有极小值存在，而输油能耗也在下降。其它项目如材料费、折旧费、税金、管理及维修费等是按照投资总额提成一定比例计算的。该费用随着管径的变化与投资随着管径的变化趋势相同，所以总投资与经营费用的叠加总有一个与其最小值对应。该费用最小值的管径为最优管径。2)费用现值法费用现值比较法简称

6、现值比较法。使用该方法时，先计算各比较方案的费用现值，然后进行对比，以费用现值较低的方案为优。费用现值法的计算公式为： (1-8)式中：I-第t年的全部投资(包括固定资产和流动资金)； -第t年的经营成本； S-计算期末回收的固定资产余值(此处为0)； W-计算期末回收的流动资金； N-计算期 N=16； i-行业基准收益率 =12%；油气储运企业的要素成本包括：电力费用、工资及福利费、修理费、油气损耗费、折旧费、利息支出、其他费用。3)经营成本和流动资金年经营成本燃料费用电力费用工资及福利费修理费油气损耗费折旧费+其他费用燃料费用主要是指加热设备(包括加热炉和锅炉)的燃料费用。对于长距离输油

7、管道系统，燃料费用主要是原油加热输送工艺中加热炉的燃料油费用。可根据原油进出站温度计算，计算公式如下： SR= G Cy (TRi Tzi) nR (1-9)式中：SR -燃料费用，元/年； ey-燃料油价格，元/吨； Cy -原油比热，J/kg； BH-燃料油热值，J/kg； TRi -第i加热站的出站温度，； TZi -第i加热站的进站温度，； Ri-第i加热站的加热炉效率； G-管道年输量，吨/年；nR-加热站个数； 电力费用是指用于支付泵的电力设备和电动机具所消耗电能的费用，主要是输油泵等动力设备的电费。对于长输管道系统，电力费用主要是泵站输油泵机组的电费。全线的电力费用可采用下式计算

8、： SP= (1-10)式中：SP-全线泵机组所消耗的电力费用，元/年；H -第i泵站的扬程，m；ed -电力价格，元/kWh；pei-第i泵站泵机组的效率；G-年输量，吨/年；油气损耗费包括大罐的蒸发损耗和泄漏损失等，可按年输量或销售量的一定比例计算。油气损耗费损耗比例×年输量(或年销量)×油价(或气价)损耗比例一般可取为0.1%2.3%。固定资产形成率为85%，综合折旧率取7.14%(综合折旧年限为14年)，残值为0。修理费按固定资产原值的1%计算，输油成本中其他费用按工资总额与职工福利费之和的2倍计算。水电设施、道路、通讯设施等费用按线路投资与输油站投资之和的12%计

9、算。管道建设期为2年，第一年和第二年投资分别按总投资的40%、60%计算，固定资产投资方向调节税税率为0。固定资产的30%为自有资金，70%为建设银行贷款，贷款利率为8%。流动资金利用扩大指标估算法，按流动资金占固定资产原值的5%计算。4)比较方案三种管径的计算结果如下：406.4×6.4的费用现值为116209.405万元。457×7.1的费用现值为59526.39万元。508×7.9的费用现值为59609.1万元。其中457×7.1的费用现值最小，采用273×7的管道进行施工和投产运行更为经济。1.6.3 管道壁厚选择根据输油管道工程设计规

10、范，输油管道直管段钢管管壁厚按下式计算：= (1-11)式中：P-设计内压力(MPa)； D-钢管外径(mm)； K-设计系数，取0.72； -材料的最低屈服强度(MPa)； -焊缝系数，取1.0； 管道系统设计压力为7MPa时，管道选用X60直缝电阻焊钢管，屈服强度413MPa，壁厚计算结果如下表1-14：表1-14 壁厚计算表公称直径(mm)计算壁厚(mm)腐蚀余量(mm)实选壁厚(mm)管道外径(mm)DN4575.37917.1457×7.11.7 输油工程1.7.1 主要工艺1)原油密闭加热输送工艺 (1)加热输送工艺易凝易粘的油品当其凝点高于管道周围环境温度、或在环境温度

11、条件下油流粘度很高时，不能直接采用等温输送方法。油流过高的粘度使管道的压降剧增，不经济也不安全。加热输送是目前最常用的方法。其可以降低粘度减少摩阻损失并降低管输压力，保证安全输送。 (2)密闭输送工艺泵到泵密闭输送工艺是目前国内外管道采用的先进输送工艺。对输油系统压力实行自动调节以及系统自动连锁保护，是实现密闭输油的前提。中间泵站设一水击泄放罐，不设旁接油罐和缓冲罐，大幅降低各站储罐的容量，节约工程投资，减少原油损耗。1.7.2 工艺计算及站场布置1)热力计算热力计算按最小输量情况进行计算。根据任务书的要求，设计最小输量为0.1275m/s 即113.1kg/s.总传热系数由(1-6)得为2.

12、141w/m。有雷诺数判断流态均为紊流的水力光滑区。 根据以下公式求解所需的热站数。水力坡降i= (1-12)a= (1-13)b= (1-14)L (1-15)最终得热站数：n (1-16)最终向上取整得热站数n。式中：D-管道外径(m)，取0.4712m； K-热油管道总传热系数(w/m)，取2.141 w/m； C-油品比热(KJ/Kg)，取2100 KJ/Kg；经过计算，需要4座泵站，站间距为62.5 Km。经过热泵站合并和站址调整，决定设置4座热站。热战布置情况如下表1-15：表1-15 热站布置表站号首站2#3#4#末站里程(Km)060128193250高程(m)298025.8

13、13.276.5进站温度()-30303030出站温度()59.465.463.057.3-2)水力计算根据初选的管径、原油的任务输量，按照列宾宗公式进行水力计算，并判断是否存在翻越点，再由管道工作承压，选择输油泵后，确定全线所需要的泵站数，并通过绘制水力坡降图优化布站，确定站址。水力坡降：i= (1-17)管路全线能耗为：H=iL+Z+H (1-18)泵站数：N= (1-19)式中：H-任务流量下管道所需要的总压头(m液柱)； -任务输量下泵站的扬程(m液柱)； H-末站剩余压力(m液柱)，取30m液柱； h-泵站站内损失(m液柱)，取20m液柱；当N不是整数，要向上取整。经过计算，全线无翻

14、越点，全线需要4设置座泵站。经过热、泵站合并和站址调整，泵站布置情况如下表1-16表1-16 热泵站布站表站号首站2#3#4#末站里程(Km)060128193250高程(m)298025.813.276.5进站扬(m)87.7176.7189.3190.8436.41出站扬(m)739.71728.71741.31611.04-3)站场布置按照确定的管径，根据进行的水力、热力计算结果，优化布置站址情况见下面的示意图。布站示意图如下： 2#热泵站(60km，80m)3#热泵站(128 km，25.8m)胜齐输油首站(0km，29m) 输油末站(250km，6.5m)4#热泵站(193km，13

15、.27m) 4)运行参数通过选择的管径、结合站场布置情况，经过计算确定后的三输油管道在各年生产负荷下的运行参数如下表1-17、1-18、1-19、1-20、1-21。该参数明确了热处理原油在最小输量、70%输量、85%输量、90%输量、最大输量下的主要生产运行参数。该参数为理论计算结果。表1-17 最小输量站号首站2#3#4#末站TR59.465.463.057.3-TZ-30303030H m89.9275.76101.5677.2475.4H m387.52298.36324.16299.84-开炉全开全开全开全开-开泵开一台开两台开两台开两台-表1-18 70%输量站号首站2#3#4#末

16、站TR51.255.253.749.8-TZ - 30 30 30 30Hsm89.37 82.51100.2670.44 76.7H dm498.26 380.11397.86368.04 -开炉全开全开全开全开 -开泵开两台开一台开一台开一台 -表1-19 85%输量站号首站2#3#4#末站TR45.448.147.144.4-TZ - 30 30 30 30Hsm 88.64 61.74 63.98 106.61 92.5H dm608.84 497.44 472.88 404.2 -开炉全开全开全开全开 -开泵开三台开三台开两台开一台 -表1-20 90%输量站号首站2#3#4#末站T

17、R44.346.345.443.0-TZ-30303030Hsm88.3760.0890.9678.9929.77H dm608.57580.28611.16514.69-开炉全开全开全开全开-开泵开三台开三台开三台开三台-表1-21 最大输量站号首站2#3#4#末站TR41.343.342.640.6-TZ-30303030Hsm87.7176.7189.3190.8436.41H dm739.71728.71741.31611.04-开炉全开全开全开全开-开泵开三台开三台开三台开三台-1.7.3 站场设计胜齐输油管道工程全线共设输油站场4座。其中输油首站1座、输油热泵站3座、输油末站1座。

18、输油系统采用从泵到泵密闭输送工艺流程。1)站场平面布置根据原油和天然气工程设计防火规范及工艺流程，进行站场平面设计，做到布置合理，紧凑美观，生产安全可靠，操作维修方便，同时尽可能减少土方量。2)站场竖面布置为了保证工艺设施的合理布置，站内储罐布置在地形平坦、地质条件良好的地段，场地设计坡度按照5考虑，按50年一遇洪水频率进行防洪设计。3)站场工艺流程 (1) 胜齐输油首站 站内主要功能：接受来油，对来油进行计量、储存、加压、加热后外输。具有站内循环、倒罐、加药、站内吹扫、水击泄放、发送清管器等功能。 (2) 2#、3#、4#热泵站 站内主要功能：对首站来油进行减压，加压、加热后外输。具有站内循

19、环、热力越站加药、站内吹扫、反输、水击泄放、接收发送清管器等功能。 (3)胜齐输油末站 站内主要功能：对管线计量后输送给用户。具有水击泄放、站内循环、吹扫、接受发送清管器功能，同时具有一定的事故储油能力。1.7.4 主要设备选型1)输油泵的选型离心泵具有转速高、体积小、重量轻、效率高、流量大、结构简单、性能平稳、容易操作和维修等优点，因此本工程输油泵选用中开式多级离心泵。本工程使用的离心泵为10×14×20HSB一台、ZS350×320两台、KS750250一台。每站设置四台输油泵串联工作，其中一台为备用泵。2)加热设备根据加热炉选用原则以及管线运行参数，本工程选

20、用管式加热炉采用直接加热方式。直接加热方式是用加热炉直接加热原油，这种加热方式具有加热炉负荷大、升温速度快、加热温度高、不需要中间传热介质，设备简单、耗钢少、投资省等优点。3)罐区原油储罐容量按满输时的三天输量选取。根据公式：V= (1-20)式中：T-储罐储存油品时满足输送的天数，根据规范，首站为油田取3天，末 站为港口取5天； M -年输量，600万吨/年； -原油密度(kg/m)； -周转系数，取0.9；首站罐区选用4座20000 m浮顶罐。燃料油罐的选取按照10分钟输量来选择。首站设1座100 m燃料油罐，同时起到卸压的作用。4)主要设备选型表要设选型见表1-22表1-22 主要设备选

21、型表站号主要设备单位数量首站20000 m拱顶罐100 m燃料油罐3489KW加热炉5000KW加热炉10×14×20HSB 离心泵(串联)ZS350×320 离心泵(串联)KS750250离心泵(串联)12SH-6A给油泵(并联)清管器接受装置LSM-J-300-6.4清管器发送装置LSM-F-300-6.4座座台台台台台台台台41111213112#100 m燃料油罐3489KW加热炉5000KW加热炉10×14×20HSB 离心泵(串联)ZS350×320 离心泵(串联)KS750250离心泵(串联)清管器接受装置LSM-J-3

22、00-6.4清管器发送装置LSM-F-300-6.4座台台台台台台台111121113#100 m燃料油罐3489KW加热炉5000KW加热炉10×14×20HSB 离心泵(串联)ZS350×320 离心泵(串联)KS750250离心泵(串联)清管器接受装置LSM-J-300-6.4清管器发送装置LSM-F-300-6.4座台台台台台台台11112111续表1-22 主要设备选型表末站30000 m拱顶罐100 m燃料油罐3489KW加热炉5000KW加热炉10×14×20HSB 离心泵(串联)ZS350×320 离心泵(串联)KS7

23、50250离心泵(串联)12SH-6A给油泵(并联)清管器接受装置LSM-J-300-6.4清管器发送装置LSM-F-300-6.4座座台台台台台台台台41111213111.7.5 工况校核1)热力校核热力校核在最小流量下进行。以1号站为例：第一站间，站间距60公里。假设不考虑沿程的摩擦生热，则：b=0 (1-21) a=1.328×10-5 (1-22)aL=0.7968 =2.218 (1-23)出站温度：60.5() (1-24)平均温度：T=40.2() (1-25)密度=887.07kg/m；粘度=152.39×10m/s；流量0.1275m3/s；则水力坡降：

24、=3.56×10-3 (1-26)循环迭代以上的计算：a=1.328×10-5b=1.24()aL=0.7968=2.218出站温度：59.4()平均温度：T=39.6()密度=887.43kg/m；粘度=156.70×10m/s；流量Q20.1274 m3/s；则水力坡降：=3.58×10-3继续迭代直至前后两次的出站温度差值在0.2之内。迭代结果：59.4全站出站温度如下表1-23：表1-23 全线进出站温度表站间首站2#3#4#出站温度()59.465.463.057.3各站出站温度均小于65，热力校核符合要求。2)水力校核 (1) 计算水力坡降

25、以第一站间为例： 第一站间，站间距60公里。 根据已经算出的最大输量下的进出站温度，计算站间的水力坡降。T=33.8() 密度=891.15kg/m；粘度=205.23×10m/s；流量0.2226 m3/s；则水力坡降：i=8.79×10-3同理可以计算出其它站间的水力坡降，计算结果如下表1-24：表1-24 全线水力坡降表站号1#2#2#3#3#4#4#末站i0.0087660.0087070.0087290.008787站间距离(公里)60686557 (2) 进出站压力校核取热泵站站内损失30米。外输油泵所选泵为10×14×20HSB一台、 ZS

26、350×320两台、 KS750250一台，四台离心泵串联，其中一台为备用泵。给油泵所选泵为12sh-6A，三台并联，其中一台为备用泵。首站进站压力H=87.71(m)；首站出站压力H= H+H-30=739.71(m)；2#站进站压力H= H-iL-nh-Z=76.71(m)；依次计算，各站的进、出站压力计算结果如下表1-25；表1-25 全线各站进出站压力表站号1#2#3#4#末站Hs (m)87.7176.7189.3190.8436.41Hd (m)739.71728.71741.31611.04-允许最低入口压力为0.5MPa=58.64(m)；管道工作压力7MPa=801

27、.53(m)；每站的进站压力均大于58.64 m；每站的出站压力均小于801.53m；故水力校核符合要求。1.7.6 反输流程设计胜齐输油管道工程设置立足站内原油正常输送设备。在站内流程设计中，根据地形条件，考虑反输流程设置。本工程由于落差不大，无翻越点。利用正常输送时的管线各站输油泵可以实现全线反输。2.1 最优管径的确定2.1.1 判断流态1)输量换算由于任务书允许的最低进站温度取30度，最高出站温度取60度。在加热输送条件下，计算温度采用平均输油温度T，平均输油温度采用加权法，按下式计算： T= (2-1)式中：T-原油出站温度，取60； T-原油进站温度，取30；得平均温度T=40度。

28、40度下的原油按下式计算： =-(T-20) (2-2)式中：-20度下原油密度(kg/m)，取900 kg/m； -=1.825-0.001315； T -平均输油温度()，取40；即=900-0.6415(T-20)=887.17(kg/m)任务输量Q=600×10000×1000/350×24×3600 =198.4(kg/s)=0.2236(m/s)2)管径初选根据规范，输油管道经济流速范围为1.0-2.5m/s，管径计算公式如下：d= (2-3)式中：Q-额定任务输量(m/s)； V-管内原油经济流速(m/s)，本任务中，取1.5m/s； d-

29、管道内径(m)；根据输量计算结果如下表2-1：表2-1 初选管径表经济流速(m/s)计算结果(mm)初选管径(mm)初选管径(mm)初选管径(mm)1.5432.7406.44575083)管道壁厚的选择根据输油管道工程设计规范，输油管道直管段钢管管壁厚按下式计算：= (2-4)式中：P-设计内压力(MPa)； D-钢管外径(mm)； K-设计系数，取0.72； -材料的最低屈服强度(MPa)； -焊缝系数，取1.0； 管道系统设计压力为7 MPa时，管道选用X65直缝电阻焊钢管，屈服强度413MPa，壁厚计算结果如下表2-2：表2-2 计算壁厚表公称直径(mm)DN406.4DN457DN5

30、08DN406.44.7835.3795.979考虑1mm的腐蚀余量后,实际选择的壁厚尺寸列于表2-3:表2-3 实选管壁壁厚表公称直径(mm)DN406.4DN457DN508实选壁厚(mm)6.47.17.94) 平均温度下油品粘度的确定根据任务书的油品粘温数据，T=40时，=152.3mm/s。5) 由雷诺数判断流态雷诺数计算公式为： (2-5) (2-6) (2-7)计算结果见表2-4，2-5，2-6表2-4 406.4管径下流态参数管径流态406.411898.071681.7851627.01水力光滑区表2-5 457管径下流态参数管径流态45710592.771497.09972

31、079.23水力光滑区表2-6 508管径下流态参数管径流态5089541.951347.991096977.35水力光滑区 由上表的数据，可以分析得，虽然沿程会有层流区，但是由于层流区的长度相对于整个管线长度来说可以忽略。所以认为各管径不同输量下，管内原油都处于水力光滑区，以此来进行设计计算，则有m=0.25，=0.0246。2.1.2 热力计算热力计算按照最小输量情况计算.根据塘密输油管道初步设计设计任务书要求，设计输油能力600万吨/年。生产负荷各年如下表2-7表2-7 各年生产负荷表生产寿命期(年)1234561516生产负荷(%)057708510090则设计最小输量：Q=0.57Q

32、 =0.1275m3/s=113.1kg/s1) 总传热系数由： (2-8)式中：D-管道外径(m)； h-土壤导热系数(w/m)，取0.9 w/m； -管道中心埋深(m)，取1.5 m；K= (2-9)式中：-沥青防腐层(m)，0.006 m； -防腐层导热系数(w/m)，取0.15w/m；计算结果如下表2-8：表2-8 热力参数表管道规格(mm)K406.4×6.42.5132.283457×7.12.3422.141 508×7.92.2072.0232) 热站数的确定有雷诺数判断流态均为紊流的水力光滑区。根据以下公式求解所需的热站数。水力坡降：i= (2-

33、10)a= (2-11)b= (2-12)L (2-13)最终得热站数：n (2-14)最终向上取整得热站数n。式中：D-管道外径(m)； K-热油管道总传热系数(w/m)，取0.991 w/m； C-油品比热(kj/kg)，取2100 kj/kg；计算结果如下表2-9表2-9 各管径水力参数表管道规格(mm)i(m/m)a (×10)b()L(km)nnL(km)406.40.0061912.632.28766.663.75462.54570.0035613.281.25361.514.06462.55080.0021723.910.72757.864.32550.02.1.3 水

34、力计算通过水力计算来确定泵站数。计算按照最大输量(任务输量)来确定。根据初选的管径、原油的任务输量，用列宾宗公式进行水力计算，并判断是否存在翻越点，再由管道工作承压，选择输油泵后，确定全线所需要的泵站数，并通过绘制水力坡降图优化布站，确定站址。管路全线能耗为：H=iL+Z+H (2-15)泵站数：N= (2-16)式中：H -任务流量下管道所需要的总压头(m液柱)； -任务输量下泵站的扬程(m液柱)； H-末站剩余压力(m液柱)，取20m液柱； h-泵站站内损失(m液柱)，取30m液柱；当N不是整数，要向上取整。其中原油粘度由最小二乘法回归粘温关系如表2-10表2-10 粘温关系回归表温度()

35、706050454035粘度(mm2/s)38.461.593.6120.1152.3200log1.5841.7891.9712.0802.1832.300取xi为T，yi为logxi=300yi=11.908(xiyi)=578.225xi=15850b=-0.0202a=2.995回归结果为log=2.995-0.0202T得原油粘度为：=102.995-0.0202T (2-17)式中：T-平均输油温度()；经过计算，406.4×6.4、457×7.1、508×7.9的三条线路全线均不存在翻越点。计算结果如表2-11表2-11 各管径下水力参数表管道规格(

36、mm)H(m)ZH (m)Hc(m)nn406.4×6.4805.1-22.54287.56826.587457×7.1805.1-22.52472.56823.794508×7.9805.1-22.51666.56822.5632.1.4 燃料与电力费用的计算生产期第1、2年，负荷为零。故S、S为零。1) 燃料费用计算燃料费用主要是指加热设备(包括加热炉和锅炉)的燃料费用。对于长距离输油管道系统，燃料费用主要是原油加热输送工艺中加热炉的燃料油费用。可根据原油进出站温度计算，计算公式如下：SR= G Cy (TRi Tzi) nR (2-18)式中：SR -燃料费

37、用，元/年； ey-燃料油价格，元/吨； Cy -原油比热，J/kg； BH-燃料油热值，J/kg； TRi -第i加热站的出站温度，； TZi -第i加热站的进站温度，； Ri-第i加热站的加热炉效率； G-管道年输量，吨/年； nR-加热站个数；2) 电力费用计算电力费用是指用于支付泵的电力设备和电动机具所消耗电能的费用，主要是输油泵等动力设备的电费。对于长输管道系统，电力费用主要是泵站输油泵机组的电费。全线的电力费用可采用下式计算：SP= (2-19)式中：SP-全线泵机组所消耗的电力费用，元/年； H-第i泵站的扬程，m； ed-电力价格，元/kWh； pei-第i泵站泵机组的效率；

38、G-年输量，吨/年；计算结果如下表2-12、表2-13、表2-14表2-12 406.4×6.4年份负荷(%)输量(万吨/年)T()SR(万元)SP(万元)35734242.3873.46660.4947042039.3807.021100.8058551036.9732.351809.8161510060036.3649.932767.29169054035.2726.242098.51表2-13 457×7.1年份负荷(%)输量(万吨/年)T()SR(万元)SP(万元)35734261.22205.77575.7247042052.41948.24995.8958551

39、046.21710.251682.1161510060042.01484.412618.60169054044.61634.551964.75 表2-14 508×7.9年份负荷(%)输量(万吨/年)T()SR(万元)SP(万元)35734247.761256.60618.4847042043.171144.311048.7258551039.731027.331746.2461510060037.29905.142032.39169054038.84987.552692.782.1.5 其他费用的计算首站职工40人，中间热泵站取25人。中间热站或泵站取15人，末站职工40人。年经营

40、成本燃料费用电力费用工资及福利费修理费油气损耗费折旧费+其他费用油气损耗费包括大罐的蒸发损耗和泄漏损失等，可按年输量或销售量的一定比例计算。油气损耗费损耗比例×年输量(或年销量)×油价(或气价)损耗比例一般可取为0.1%2.3%。固定资产形成率为85%，综合折旧率取7.14%(综合折旧年限为14年)，残值为0。 修理费按固定资产原值的1%计算，输油成本中其他费用按工资总额与职工福利费之和的2倍计算。水电设施、道路、通讯设施等费用按线路投资与输油站投资之和的12%计算。管道建设期为2年，第一年和第二年投资分别按总投资的40%、60%计算，固定资产投资方向调节税税率为0。固定资

41、产的30%为自有资金，70%为建设银行贷款，贷款利率为8%。流动资金利用扩大指标估算法，按流动资金占固定资产原值的5%计算。2.1.6 费用现值法确定最优管径费用现值比较法简称现值比较法。使用该方法时，先计算各比较方案的费用现值，然后进行对比，以费用现值较低的方案为优。费用现值法的计算公式为： (2-20)式中：I-第t年的全部投资(包括固定资产和流动资金)； -第t年的经营成本； S-计算期末回收的固定资产余值(此处为0)； W-计算期末回收的流动资金； N-计算期 N=16； i-行业基准收益率 =12%；根据输量的大小，本次设计提出了3种可能的管径，分别是406.4×6.4、4

42、57×7.1、508×7.9。在这里采用费用现值来确定最经济管径。三种管径的经营成本计算结果见表2-15、2-16、2-17，费用现值计算结果见2-18，2-19，2-20 406.4×6.4的费用现值为99237.57万元。 457×7.1的费用现值为96470.73万元。 508×7.9的费用现值为219871.6万元。显然457×7.1的费用现值最小，所以采用457×7.1的管道进行施工和投产运行更为经济。表2-15 406.4×6.4年份燃料费用电力费用工资及福利修理费油气损耗其他费用经营成本1000000

43、0200000003873.46660.49820.8447.044189.51641.68632.894807.021100.80820.8447.0451451641.69962.265732.351809.81820.8447.046247.51641.611699.16649.932767.29820.8447.0473501641.613676.667649.932767.29820.8447.0473501641.613676.668649.932767.29820.8447.0473501641.613676.669649.932767.29820.8447.0473501641

44、.613676.6610649.932767.29820.8447.0473501641.613676.6611649.932767.29820.8447.0473501641.613676.6612649.932767.29820.8447.0473501641.613676.6613649.932767.29820.8447.0473501641.613676.6614649.932767.29820.8447.0473501641.613676.6615649.932767.29820.8447.0473501641.613676.6616726.242098.51820.8447.04

45、66151641.612349.19表2-16 457×7.1年份燃料费用电力费用工资及福利修理费油气损耗其他费用经营成本100000002000000032205.77575.72530.1419.64189.51060.28980.8941948.24995.89530.1419.651451060.210099.0351710.251682.11530.1419.66247.51060.211649.7661484.412618.60530.1419.673501060.213462.9171484.412618.60530.1419.673501060.213462.9181484.412618.60530.1419.673