Транспорт нефти и газа

6. Для каждого  варианта расчета определяется  гидравлический уклон: 

i = λ W^2/2g D_BH. (6) 

Здесь: g - ускорение силы тяжести (= 9.8 м/с²)

W - скорость движения нефти в трубопроводе, м/с; (определяемая в пункте №6)

λ - коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый в зависимости от режима течения жидкости (в зависимости от числа Рейнольдса Re) следующим образом:

Число Рейнольдса определяется по следующей формуле: 

Re =W D_bh / n,

Где n - это заданный коэффициент кинематической вязкости

Исходя из полученного  значения числа Рейнольдса определяем режим течения:

Для ламинарного  режима течения жидкости (Re < 2300)

λ = 64/Re.

Для турбулентного  режима течения нефти 

λ = 0,3164/Re ^0,25 при (3500 < Re < 15/К_Э).

Для смешанного трения λ = 0,11 8/Re+К_Э

при 15/К_Э <Re < 560/К_э.

Коэффициент эквивалентной  шероховатости трубопровода (К_Э) может приниматься ориентировочно на уровне от 0,0005 до 0,0001 для диаметров трубопроводов от 200 до 1200 мм соответственно.

Итак, подсчитаем число  Рейнольдса: 

Re₁ = 1,1*0,325/0,00033 = 10833

Re₂ = 1,1*0,377/0,00033 = 12567

Re₃ = 1,2*0,426/0,00033 = 15491

Т. к 3500 < Re < 15/К_Э,

следовательно режим  течения жидкости турбулентный, отсюда: 

λ = 0,3164/Re ^0,25.

λ ₁= 0,3164/10833 ^0,25 = 0,031

λ ₂ = 0,3164/12567 ^0,25 = 0,03

λ₃ = 0,3164/15491 ^0,25 = 0,028. 

Отсюда, 

i₁ = 0,031*1,21/2*9,8*0, 325 = 0,0059 м

I₂ = 0,03*1,21/2*9,8*0, 377 = 0,0049 м

I₃ =0,028*1,44/2*9,8*0, 426 = 0.0052 м 

7. Определение полного  напора, необходимого при перекачке  нефти по трубопроводу с конкретным значением гидравлического уклона производится по формуле 

Н = 1,02 i L + ΔZ + N h_{ост KП}, (7) 

где i - гидравлический уклон;

L - длина трубопровода; (м)

ΔZ - разность геодезических высот начала и конца трубопровода; (м)

N - число эксплуатационных участков, на границах которых расположены промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС) (при данных расчетах этим значением мы можем пренебречь);

h_{ост KП -} остаточный подпор, который должен быть передан на конечный пункт или промежуточную НПС, оснащенную резервуаром (при данных расчетах этим значением мы можем пренебречь);

1,02 - коэффициент, учитывающий потери на местные сопротивления.

В формуле (7) слагаемое  N h_{ост KП} должно определяться, исходя из задаваемой сжатой трассы трубопровода и мест расположения НПС. В данном курсовом проекте этим слагаемым можно пренебречь. 

Итак, Н₁ = 1,02*0,0059*1440000+2450 = 1115,6 МПа

Н₂ = 1,02*0,0049*1440000+2450 = 964,7 МПа

Н₃ = 1,02*0.0052*1440000+2450 = 1008,8 МПа 

8. Расчетный напор  НПС принимается равным напору, развиваемому магистральными нефтеперекачивающими насосами (см. таблицу 4) 

Н_ст = m h_нac, (8) 

где m - число насосов на НПС (обычно принимается m = 3);

h_нac - номинальный напор, развиваемый насосом. (второе число в номере насоса). 

Н_ст1 = 3*475 = 1425 МПа

Н_ст2 = 3*460 = 1380 МПа

Н_ст1 = 3*300 = 900 МПа 

9. Расчетное число  насосных станций будет 

n₀ = (Н -N h_ПН) / Н_СТ. (9) 

В формуле (9) вычитаемое N h_ПН можно принять равным нулю.

Полученное значение n₀ округляется в большую или меньшую сторону. При округлении в большую сторону необходимо сооружение лупинга. При округлении в меньшую сторону перекачка нефти возможна с помощью вставки нефтепровода меньшего диаметра, обточкой колес перекачивающих нефтяных насосов или организацией циклической перекачки без изменений характеристик насосных агрегатов и линейной части трубопровода. С целью упрощений в настоящем курсовом проекте n₀ округляется в большую сторону и предполагается перекачка нефти без изменений линейной части трубопровода. 

n₀₁ = (1115,6-0) / 1425 = 1

n₀₂ = 964,7/1380 = 1

n₀₃ = 1008,8/900 = 2 

10. Капитальные затраты  на сооружение трубопроводов  с лупингами определяем из  выражения: 

К = CL + СпХл + Сгнс + (n₀ - 1) Слнс + CpVp, (10) 

где:

Сп - стоимость единицы длины параллельного трубопровода (лупинга) (табл. №.3);

Х_Л - длина лупинга;

С - стоимость единицы длины основного трубопровода;

Спнс, Сгнс - стоимость соответственно промежуточной и головной

насосной станции;

Ср - стоимость единицы  резервуара;

(При определении  стоимости резервуарного парка  стоимость 1 куб. м емкости принимают равной 33 руб.)

Vp - суммарная установленная вместимость на трубопроводе.

V_p= (πD²/ 4) L - объем цилиндра, или Vр = π R² L, где π = 3,14 

Затраты (стоимость) на строительство линейной части  трубопровода приведены в таблице 3.

Стоимости сооружения головной и промежуточных (линейных) насосных станций приведены в таблице 4. 

Итак, Vр = π R² L. Отсюда:

Vр₁ = 3,14* (0,1535*10^-3) ²* 1440 = 106,5 м³

Vр₂ =3,14* (0,1795*10^-3) ²* 1440 = 145,7 м³

Vр₃ =3,14* (0, 203 *10^-3) ²* 1440 = 186,3 м³

Далее, рассчитываем К = CL + СпХл + Сгнс + (n₀ - 1) Слнс + CpVp

К₁ = 58*1440 + 45*1440 + 2043 + (1-1) *1370 + 33*10,65*10^-8 = 150363 тыс. руб.

К₂ = 65*1440 + 55*1440 + 2551 + (1-1) *1710 + 33*14,57*10^-8 = 175351 тыс. руб.

К₃ = 75*1440 + 63*1440 + 2834 + (2-1) *1900 + 33*18,63*10^-8 = 203454 тыс. руб. 

11. Эксплуатационные  затраты определяем по формуле: 

Э = (α₂ + α ₄) Клч + (α₁ + α ₃) Кст + Зэ + Зт + Зз + П, (11) 

Для того, чтобы подсчитать эту формулу, необходимо:

Подсчитать значение Клч - капитальные вложения в линейную часть для трубопроводов с лупингом. Они рассчитываются по формуле: 

Клч = [C (L - Хв) + СвХв] к_τ; (12) 

В этой формуле:, С - цена основной нитки

L - длина трубопровода

Хв - не учитывается при расчетах.

Св - расходы на воду смазку топливо на одну станцию.

(смотри данные  в конце пункта)

к_{τ -} этот коэффициент в данном проекте может быть принят равным 1. 

Клч₁ = [58*1440 +6] *1 = 83526 тыс. руб.

Клч₂ = [65*1440 +6] *1 = 93606 тыс. руб.

Клч₃ = [75*1440 +6] *1 = 108006 тыс. руб. 

Подсчитать значение Кст - капитальные вложения в насосные станции, они рассчитываются по формуле: 

Кст = [Сгнс + (n₀ - 1) Слнс + CpVp] к_τ. (13) 

Коэффициент к_τ в данном проекте может быть принят равным 1.

Сгнс - стоимость головной насосной станции (табл. №4, приложение №2)

Слнс - стоимость луппинговой насосной станции (табл. №4, приложение №2)

Cp - стоимость 1 м³ емкости.

При определении  стоимости резервуарного парка стоимость 1 куб. м емкости принимают равной 33 руб. 

V_p= (πD^2/4) L - объем цилиндра. 

(Данные необходимо  привести к одним единицам  измерения) 

Кст₁ = [2043+ (1 - 1) *1370 + 33*10,65*10^-8] *1= 2034 тыс. руб.

Кст₂ = [2551+ (1 - 1) *1710+ 33*14,57*10^-8] *1= 2551 тыс. руб.

Кст₃ = [2834+ (2 - 1) *1900 + 33*14,57*10^-8] *1= 4734 тыс. руб. 

Рассчитать Зэ - затраты  на электроэнергию, 

Зэ = N Сэ,

N - годовой расход электроэнергии, который рассчитывается по формуле: 

N = ( (Gг Hcт Kc / 367 η_н η_элдв) + Nc) n₀, (15) 

Gг - расчетная годовая пропускная способность трубопровода;

Нст - напор одной станции;

Кс - коэффициент, учитывающий снижение расхода электроэнергии при сезонном регулировании подачи, Кс = 1;

η_н - к. п. д. насоса при работе на перекачивающем продукте (0,75 - 0,85) (необходимо взять среднее арифметическое);

η_элдв - к. п. д. электродвигателя (0,85 - 0,92);

Nc = 1,75.10⁶ кВт. ч - расход электроэнергии на собственные нужды насосной станции; 

N₁ = ( (3,0*10⁶*1425*1/367*0,8*0,9) +1,75*10⁶⁾ *1= 17928474 кВт. ч

N₂ = ( (3,0*10⁶*1380*1/367*0,8*0,9) +1,75*10⁶⁾ *1= 17417575 кВт. ч

N₂ = ( (3,0*10⁶*900*1/367*0,8*0,9) +1,75*10⁶⁾ *2= 23935966 кВт. ч

Сэ - стоимость 1 кВт. ч электроэнергии, Сэ =0,015 руб/ (кВт. ч);

Зэ₁ = 17928474*0,015=268,9 тыс. руб.

Зэ₂ = 17417575*0,015=261,3 тыс. руб.

Зэ₂ = 23935966 *0,015=359,0 тыс. руб. . 

Подсчитать затраты  на заработную плату 

Зз = Сз*n₀, (16) 

где:

Сз - заработанная плата на одну станцию (смотри данные в конце пункта);

n₀ - число перекачивающих станций

Зз₁ = 80 тыс. руб/год

Зз₂ = 80тыс. руб/год

Зз₃ = 160 тыс. руб/год

Подсчитать затраты  на воду, смазку и топливо

Зт = Св*n₀, (17)

здесь Св - затраты на одной станции на воду, смазку, топливо.

Зт₁ = 6 тыс. руб/год

Зт₂ = 6 тыс. руб/год

Зт₃ = 12 тыс. руб/год

6. Также подсчитаем следующие значения:

годовые отчисления на амортизацию станции α1 = 8,5% от капитальных затрат на станцию

Составляем пропорцию:

α₁₁ - 8,5%

2043 - 100%, где 2043 тыс.  руб. - Капитальные затраты на  строительство головной перекачивающих  станций, для насоса марки НМ-250-475

Решив пропорцию  получаем α₁₁ = 173,7 тыс. руб.

α₁₂ - 8,5%

2551- 100%, где 2551 тыс.  руб. - Капитальные затраты на  строительство головной перекачивающих  станций, для насоса марки НМ-360-460

Решив пропорцию  получаем α₁₂ = 216,8 тыс. руб.

α₁₃ - 8,5%

2834 - 100%, где 2834 тыс.  руб. - Капитальные затраты на  строительство головной перекачивающих  станций, для насоса марки НМ-500-300

Решив пропорцию  получаем α₁₃ = 240,9 тыс. руб. годовые отчисления на амортизацию трубопровода α2 = 3,5%;

Составим пропорцию:

α₂₁ - 3,5%

58 - 100%, где 58 тыс.  руб. /км - Капитальные затраты на  строительство линейной части  нефтепровода с диаметром 325 мм, основная нитка.

Решив пропорцию  получаем: α₂₁ = 2,03 тыс. руб. /км

α₂₂ - 3,5%