Предварительный технико-экономический расчет

Cтраница 1

Предварительный технико-экономический расчет для условий Арланского месторождения подтверждает реально достижимую себестоимость угольного метана, не превышающую себестоимости традиционного природного газа. Капитальные вложения на доразвсдку, до-обустройство скважин насосно-компрессорным оборудованием и эксплуатационные затраты при технологии ДКУ окупятся через 3 - 4 года. Таким образом, при совместной разработке мстаноугольных и нефтяных залежей может быть обеспечен значительный прирост извлекаемых запасов и добычи углеводородного сырья и восполнение дефицита топливно-энергетических ресурсов Башкортостана. [1]

Предварительные технико-экономические расчеты показывают, что энергетические затраты и затраты материалов при получении ацетилена по предлагаемому методу значительно ниже, чем по другим методам. Кроме того, этот метод отличается тем, что он может быть использован для получения газов различного заданного состава с более высоким содержанием ацетилена, чем по другим методам получения ацетилена из углеводородного сырья. [2]

Предварительные технико-экономические расчеты показали, что применение ВА-2 в дозах до 1 5 мг / л является более выгодным, чем обработка врды сернокислым алюминием. [3]

Предварительные технико-экономические расчеты показали, что применение ВА-2 в дозах до 1 5 мг / л является более выгодным, чем обработка воды сернокислым алюминием. [4]

Предварительные технико-экономические расчеты показали, что разработанный способ получения сероуглерода конкурентоспособен с передовой технологией, применяющейся в отечественной сероуглеродной промышленности. [5]

Предварительные технико-экономические расчеты показывают, что и в районах с Ts - - 30 С экономически выгодно возводить здания также наземного типа. В таких зданиях не требуется устраивать тамбуры, в них проще производить загрузку, выгрузку и сортировку продукции. [6]

Предварительный технико-экономический расчет показал, что стоимость очистки водорода адсорбционным методом с учетом основных эксплуатационных расходных показателей ( тепло на нагрев угля, пополнение потерь угля вследствие истирания) значительно меньше, что стоимость очистки обычным многоступенчатым методом. [7]

Предварительные технико-экономические расчеты показывают, что удельные капитальные вложения в создание геотермальных электростанций составят около 300 руб / кВт, а приведенные затраты - около 1 3 коп / кВт - ч, что соизмеримо с затратами на ТЭС к АЭС в европейской части страны. [8]

Предварительный технико-экономический расчет, проведенный БашНИИ НП, показывает, что при 90 % - ном использовании технического кислорода экономический эффект от его применения вместо воздуха на биохимических очистных сооружениях нефтезавода производительностью 12 млн. т нефти / год составит около 21 тыс. руб / год. Наиболее рентабельно применение - окситенков при использовании кислорода от действующих азотно-кислородных станций НПЗ, на которых кислород является побочным продуктом. [9]

Изменение отношения J2L6 в зависимости от периода аэрации при очистке смешанного стока НПЗ и НХЗ. [10]

Предварительные технико-экономические расчеты показали, что для НПЗ производительностью 12 млн. т нефти в год экономический эффект от внедрения секционирован - ных аэротенков составит 29 5 тыс. руб. / год. [11]

Предварительные технико-экономические расчеты процесса получения CMC на основе первичных алкилсульфонатов натрия свидетельствуют о том, что ПАВ из крекинг-олефинов являются экономически выгодным сырьем для производства CMC в твердой товарной форме. [12]

Предварительным технико-экономическим расчетом, произведенным на основании лабораторных данных, установлено, что затраты на переработку 1 т апатитового концентрата способом разложения его неполной нормой азотной кислоты с применением полной нормы сульфата аммония для конверсии всего кальция на - 15 % ниже, чем при обычном сульфатном способе. [13]

Предварительными технико-экономическими расчетами установлено, что применение подземных хранилищ газа как средства регулирования неравномерности газопотребления целесообразно в том случае, если длина газопровода превышает 400 - 500 км. [14]

На основании предварительных технико-экономических расчетов наиболее экономичным направлением является, по-видимому, первое. [15]

Страницы: 1 2 3