Содержание
1. Транспорт нефти и газа
1.1 Краткая история развития способов транспорта энергоносителей
1.2 Железнодорожный транспорт
1.3 Водный транспорт
1.4 Автомобильный транспорт
1.5 Трубопроводный транспорт
2. Область применения различных видов транспорта
3. Определение экономически наиболее выгодного диаметра трубопровода
Приложение
Список литературы
1. Транспорт нефти и газа
1.1 Краткая история развития способов транспорта энергоносителей
Нефть издавна транспортировали от мест добычи к местам потребления.
Археологи установили, что за 6000 лет до н.э. на берегу Евфрата в Иди существовал древний нефтяной промысел. Добытая нефть, в частности, переправлялась вниз по Евфрату к городу Ур и применялась в строительном деле. Для перевозки нефти по реке строились специальные наливные сосуды. Грузоподъемность этих древних "танкеров" достигала 5 т.
Издавна нефть хранили и перевозили в специальных сосудах. Так, нефть с территории бывшего Тмутараканского княжества Киевской Руси (Таманский полуостров) вывозилась византийскими кораблями в амфорах. Именно таманская нефть использовалась византийцами для изготовления их грозного боевого оружия - "греческого огня".
После разорения Константинополя крестоносцами и последующего крушения Византийской империи спрос па нефть упал и тмутараканские промыслы были надолго забыты. Позднее основным поставщиком нефти стал район Баку. Перевозили ее на верблюдах или арбах в кожаных мешках (бурдюках) в различные районы - в Шемаху, Гилян и даже в Западную Европу.
Во времена царствования Бориса Годунова (1598...1605 гг.) нефть привозили в Москву из Печорских лесов с реки Ухты в бочках. Бочки различного размера длительное время служили емкостями для перевозимой нефти на трактах и на водных путях как в нашей стране, так и за рубежом.
Первая в России инструкция о правилах перевозки нефти на судах по Каспию и Волге была утверждена Петром I в 1725 г. Использовались для этих целей сухогрузы - гребные, парусные и паровые суда, на которые нефть грузилась в амфорах или бочках. Первые нефтеналивные суда, отличающиеся тем, что в их трюме размещались специальные емкости для налива нефти, появились в конце XIX века, когда на нее резко возрос спрос. В 1873 г. братья Артемьевы приспособили под налив нефти деревянную парусную шхуну "Александр". А первым в мире металлическим нефтеналивным судном стал пароход "Зороастр", построенный в 1878 г. по русскому проекту на шведской верфи. Для обеспечения пожарной безопасности его грузовые трюмы (танки) были отделены от машинного отделения двойной перегородкой, внутрь которой заливалась вода. Пароход "Зороастр" грузоподъемностью 250 т, ходивший по Каспийскому морю, стал первым в мире танкером. В 1882 г. российскими инженерами был создан танкер "Спаситель", машинное отделение которого впервые в мировой практике было вынесено на корму - так, как это делается теперь у современных танкеров.
Большую роль в развитии отечественного нефтеналивного флота сыграл выдающийся русский инженер В.Г. Шухов. Под его руководством в Саратове были построены первые речные нефтеналивные баржи русского проекта. Впервые в мире они собирались из отдельных секций, что позволило сократить сроки спуска барж со стапелей.
Железнодорожную цистерну придумали американцы. К началу нефтяной лихорадки территория США уже была покрыта сетью железных дорог. Поэтому вполне естественно, что эта сеть стала использоваться для транспортирования нефти. Русские владельцы железных дорог долго сопротивлялись применению железнодорожных цистерн, с одной стороны, справедливо опасаясь пожароопасное™ нефти, а с другой - учитывая, что кпд цистерн составляет 50%, т.к груз перевозится только в одном направлении, а в обратную сторону цистерны движутся порожняком. Однако их достоинства - значительная грузоподъемность, возможность быстрой разгрузки и заполнения цистерн в конце концов сделали свое дело. В 1872 г. мастерскими Московско-Нижегородской железной дороги были изготовлены первые в России железнодорожные нефтеналивные цистерны.
В 1863 г.Д.И. Менделеев, посетивший нефтеперегонный завод В.А. Кокорева близ Баку, предложил использовать трубопровод для перекачки нефти от нефтяных колодцев до завода и от завода до причала на Каспийском море. Тогда его предложение не было осуществлено.
А в 1865 г. в США фирмой "Стандарт ойл" был построен первый в мире нефтепровод
диаметром 50 мм и длиной 6 км. "Американцы как бы подслушали мои мысли", - с некоторой горечью писал впоследствии Дмитрий Иванович.
Строительство первого в мире нефтепровода было осуществлено с целью сбить высокие железнодорожные тарифы на перевозку нефти. Сама же идея транспортирования жидкостей по трубам не являлась новой.
Еще в пятом тысячелетии до нашей эры китайцы транспортировали воду по бамбуковым трубам на рисовые поля.
5000 лет назад в древнеиндийском городе Мохенджо-Даро стоки из некоторых домов отводились по глиняным трубам.
В Древнем Египте добываемая из глубоких колодцев вода отводилась по деревянным, медным и свинцовым трубам.
В Кносском дворце на о. Крит за 2000 лет до н.э. терракотовые трубы использовались для водоснабжения и отвода сточных вод.
В Древнем Риме свинцовые трубопроводы использовались для подачи питьевой воды и снабжения водой общественных бань. Самый крупный из них имел длину 91 км.
В XI веке был сооружен водопровод из деревянных труб для подачи воды в Новгород из р. Волхов. Внутренний диаметр труб составлял 140 мм, а наружный - 300 мм. Подобные деревянные водопроводы существовали и в других городах России, в частности, в Бугуруслане и в Тюмени.
Первый напорный водопровод на Руси был построен в Московском Кремле в 1631...1633 гг.: по свинцовым трубам при помощи водоподъемной машины вода подавалась в различные службы.
Современные способы транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа
В настоящее время для транспортирования энергоносителей используют железнодорожный, водный, автомобильный и трубопроводный транспорт.
1.2 Железнодорожный транспорт
Транспортирование энергоносителей по железной дороге производится в специальных цистернах или в крытых вагонах в таре.
Конструктивно цистерна состоит из следующих основных частей (рис.1): рамы 7, ходовой части 6, ударнотяговых устройств 5, тормозного оборудования 8, котла 4, внутренней 3 и наружной 10 лестниц, устройств крепления котла к раме 11, горловины 1 и сливного прибора 9, предохранительной арматуры 2.
Рис.1 Цистерна для перевозки бензина и светлых нефтепродуктов (модель15-1443): 1-горловина, 2-предохранительная арматура, 3-внутренняя лестница,4-котел, 5-ударнотяговые устройства, 6 - ходовая часть, 7-рама, 8-тормозноеоборудование, 9-сливной прибор, 10-наружная лестница, 11-устройства крепления котла к раме.
Рама служит для восприятия тяговых усилий, ударов в автосцепку, а также инерционных сил котла, возникающих при изменении скорости движения цистерны. По типу ходовой части
различают 4-х и 8-ми осные цистерны (рис.2).
Рис.2 Восьмиосная цистерна для бензина (модель15-1500)
На большинстве цистерн устанавливается бессекционный котел, который состоит из цилиндрической части и двух днищ. Котел крепится к раме с помощью специальных болтов, а по краям - четырьмя хомутами с муфтами и натяжными болтами. В верхней части котла цистерн для нефти и нефтепродуктов смонтирован колпак с люком, предназначенный для их загрузки, а в нижней - сливной прибор для их выгрузки. Загрузка и выгрузка сжиженных газов производится через специальные патрубки с вентилями. Предохранительная арматура служит, в основном, для предотвращения разрушения котла цистерн при повышении давления.
Различают следующие виды цистерн. Цистерны специального назначения
в основном предназначены для перевозки высоковязких и высокопарафинистых нефтей и нефтепродуктов. Цистерны с паровой рубашкой
отличаются от обычных тем, что нижняя часть у них снабжена системой парового подогрева с площадью поверхности нагрева около 40 м2
. Цистерны-термосы
предназначены для перевозки подогретых высоковязких нефтепродуктов; они покрыты тепловой изоляцией, а внутри котла у них установлен стационарный трубчатый подогреватель с поверхностью нагрева 34 м2
.
Цистерны для сжиженных газов
рассчитаны на повышенное давление (для пропана - 2 МПа, для бутана - 8 МПа).
Объем котла современных цистерн составляет от 54 до 162 м3
, диаметр - до 3,2 м.
В качестве тары при перевозке нефтегрузов в крытых вагонах используются бочки (обычно 200 литровые) и бидоны. В бочках транспортируются светлые нефтепродукты и масла, а в бидонах - смазки.
Достоинствами
железнодорожного транспорта являются:
1) возможность круглогодичного осуществления перевозок;
2) в одном составе (маршруте) могут одновременно перевозиться различные грузы;
3) нефть и нефтепродукты могут быть доставлены в любой пункт страны, имеющий железнодорожное сообщение;
4) скорость доставки грузов по железной дороге примерно в 2 раза выше, чем речным транспортом.
К недостаткам
железнодорожного транспорта относятся:
1) высокая стоимость прокладки железных дорог;
2) увеличение загрузки существующих железных дорог и как следствие - возможные перебои в перевозке других массовых грузов;
3) холостой пробег цистерн от потребителей нефтегрузов к их производителям.
1.3 Водный транспорт
Широкое применение водного транспорта в нашей стране предопределено тем, что по протяженности водных путей Россия занимает первое место в мире. Длина береговой морской линии России, включая острова, составляет около 100 тыс. км. В нашей стране свыше 600 крупных и средних озер, а суммарная протяженность рек составляет около 3 млн. км. Каналы имени Москвы, Волго-Донской, Беломорско-Балтийский и Волго-Балтийский связывают водные пути Европейской части России и порты Балтийского, Белого, Каспийского, Азовского и Черного морей.
Для перевозки нефтегрузов используются сухогрузные и наливные суда. Сухогрузными судами
груз перевозится непосредственно на палубе (в основном, в бочках). Нефтеналивные суда
перевозят нефть и нефтепродукты в трюмах, а также в танках (баках), размещенных на палубе.
Различают следующие типы нефтеналивных судов:
1) танкеры морские и речные;
2) баржи морские (лихтеры) и речные.
Танкер
-
это самоходное судно, корпус которого системой продольных и поперечных переборок разделен на отсеки. Различают носовой (форпик), кормовой (ахтерпик) и грузовые отсеки (танки). Для предотвращения попадания паров нефти и нефтепродуктов в хозяйственные и машинное отделения грузовые танки отделены от носового и кормового отсеков специальными глухими отсеками (коффердамами). Для сбора продуктов испарения нефтегрузов и регулирования давления в танках на палубе танкера устроена специальная газоотводная система с дыхательными клапанами.
Все грузовые танки соединены между собой трубопроводами,, проходящими от насосного отделения по днищу танка. Кроме того, они оборудуются подогревателями, установками для вентиляции и пропаривания танков, средствами пожаротушения и др.
Речные танкеры
в отличие от морских имеют относительно небольшую грузоподъемность.
Баржи
отличаются от танкеров тем, что не имеют собственных насосов.
Морские баржи
(
лихтеры) обычно служат для перевозок нефти и нефтепродуктов когда танкеры не могут подойти непосредственно к причалам для погрузки-выгрузки. Их грузоподъемность составляет 10000 т и более.
Речные баржи
служат для перевозки нефтепродуктов по внутренним водным путям. Поэтому их корпус менее прочен, чем у морских барж. Они бывают самоходными и несамоходными. Последние перемещаются буксирами.
Долгое время грузоподъемность танкеров увеличивалась очень медленно. К началу 50-х годов она составляла в среднем 15 тыс. т. Однако уже к 1966 г. более трети мирового нефтеналивного флота составляли танкеры грузоподъемностью 30 тыс. т и выше. В последующем были построены супертанкеры грузоподъемностью свыше 100 тыс. т. Лидировала в этой области Япония. Грузоподъемность ее танкеров росла буквально с каждым годом: "Ниссо-мару" - 130 тыс. т, "Токио-мару" - 150 тыс. т, "Идемицу-мару" - 205 тыс. т, "Ниссеки-мару" - 377 тыс. т, "Глобтик-Токио" - 477 тыс. т, "Глобтик-Тэнкерз" - 700 тыс. т. Размеры танкеров и их количество продолжали расти до начала 80-х годов. За период с 1976 по 1980 гг. было построено 126 супертанкеров со средней грузоподъемностью более 240 тыс. т. Но за последующее пятилетие было построено только 5 судов этой серии. Более 60% супертанкеров сегодня поставлено на прикол и используется в качестве плавучих хранилищ нефти и воды.
Дело в том, что супертанкеры во многом стали порождением нестабильной политической ситуации в мире, связанной с нападением Израиля на Египет и последующим закрытием Суэцкого канала. Западные страны, практически целиком зависящие от импорта нефти, вынуждены были спешно начать строить супертанкеры, которые огибали мыс Доброй Надежды, перевозя за рейс сотни тысяч тонн жидкого топлива. Когда же Суэцкий канал был вновь открыт надобность в супертанкерах отпала. С другой стороны, каждый супертанкер представляет собой большую экологическую опасность для окружающей среды. В марте 1967 г. у берегов Англии потерпел аварию супертанкер "Торри Кэньон" и в море вылилось 30 тыс. т нефти. Это привело к загрязнению пляжей на протяжении многих километров, гибли водоплавающие птицы, задыхалась рыба. В 1978 г. у берегов Франции сел на камни супертанкер "Амоко Кадис", из которого вытекло 220 тыс. т нефти. Эти аварии нанесли значительный ущерб окружающей среде.
В настоящее время накоплен значительный опыт по перевозке танкерами сжиженных углеводородных газов (СУГ). Дело в том, что многие страны не имеют собственных месторождений газа и отделены морскими бассейнами от стран, где его добыча велика. Морской транспорт сжиженных углеводородных газов широко используется в Англии, Дании, Италии, США, Франции, Японии и других странах.
Первые отечественные танкеры "Кегумс" и "Краслава" для перевозки сжиженных углеводородных газов под повышенным давлением имели четыре сферических резервуара диаметром 10 м и вместимостью по 520 м3
. Дальность плавания каждого из танкеров 18000 км.
Характеристика типов танкеров, применяемых в настоящее время для перевозки сжиженных углеводородных газов, приведена в табл.1.
Таблица 1 Типы танкеров для перевозки сжиженных газов
| Тип танкера |
Танкеры с резервуарами под давлением |
Танкеры с теплоизо-лированными резервуарами под пониженным давлением |
Танкеры с теплоизо-лированными атмосферными резервуарами (изотермические) |
| Давление СУГ, МПа |
1.6 |
0,3…0,6 |
0,1 |
| Температура СУГ. °С |
+45 |
-5... +3 |
- 40 (пропан) 103 (этилен) 163 (метан) = |
Транспортирование сжиженных углеводородных газов танкерами является одним из наиболее дешевых видов водного транспорта. В 1972 г. в эксплуатации находилось свыше 300 танкеров-газовозов общей вместимостью около 2 млн. м3
.
Новым направлением в организации водных перевозок нефтепродуктов является использование подводных лодок для их доставки в районы Крайнего Севера. В настоящее время нефтепродукты поступают сюда морским и речным транспортом, в танкерах и таре. Однако на отдельных участках Северного морского пути сплошное ледовое покрытие препятствует навигации в течение семи месяцев. Кроме того, потребители нефтепродуктов очень разбросаны, а устойчивая инфраструктура распределения нефтепродуктов отсутствует.
В настоящее время в нашей стране разработан проект подводного танкера-ледокола, способного перевозить до 12 тыс. т нефтепродуктов за рейс.
Достоинствами водного транспорта являются:
1) относительная дешевизна перевозок;
2) неограниченная пропускная способность водных путей (особенно морских);
3) возможность завоза нефтепродуктов в отдаленные районы страны, не связанные железной дорогой с НПЗ.
К недостаткам водного транспорта относятся:
1) сезонность перевозок по речным и частично морским путям, что вызывает необходимость создавать большие запасы нефтегрузов;
2) медленное продвижение грузов (особенно вверх по течению рек);
3) невозможность полностью использовать тоннаж судов при необходимости переброски специальных нефтепродуктов в небольших количествах;
4) порожние рейсы судов в обратном направлении.
1.4 Автомобильный транспорт
Автотранспортом можно перевозить все типы углеводородных жидкостей. В нашей стране его применяют для транспортирования нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов.
Автомобильный транспорт используется для завоза нефтегрузов потребителям, удаленным на небольшое расстояние от источников снабжения (наливных пунктов, складов и баз). Например, автотранспортом отгружаются нефтепродукты с нефтебаз в автохозяйства, на автозаправочные станции и сельские склады горючего.
Автоперевозки нефтегрузов осуществляются в таре (нефтепродукты - в бочках, канистрах, бидонах; сжиженные углеводородные газы - в баллонах), а также в автомобильных цистерна.
Автомобильные цистерны классифицируют:
по типу базового шасси: автомобили-цистерны, полуприцепы-цистерны, прицепы-цистерны;
по виду транспортируемого продукта: для топлив, для масел, для мазутов, для битумов, для сжиженных газов;
по вместимости: малой (до 2 т); средней (2...5 т); большой (5. .15т); особо большой (более 15т).
В качестве базовых шасси для автомобильных цистерн используют практически все выпускаемые промышленностью грузовые автомобили. Разделение автоцистерн по виду транспортируемого продукта обусловлено существенным различием свойств и недопустимостью даже незначительного их смешивания.
Градация автомобильных цистерн по вместимости соответствует классификации грузовых автомобилей по грузоподъемности.
В марках автоцистерн отражены сведения о типе базового шасси и вместимости цистерны. Примеры условных обозначений:
АЦ-4,2-130 - автомобиль-цистерна вместимостью 4,2 м3
на шасси автомобиля ЗИЛ-130;
ПЦ-5,6-817 - прицеп-цистерна вместимостью 5,6 м3
на шасси прицепа ГКБ-817;
ППЦ-16,3 - полуприцеп-цистерна вместимостью 16,3 м3
.
Устройство и оборудование автоцистерн рассмотрим на примере автомобиля-цистерны АЦ-4,2-130
Рис.3 Автомобиль-цистерна АЦ-4,2-53А: 1-огнетушитель, 2-шасси автомобиля ГАЗ-53А, 3-цистерна, 4-крышка горловины,5-лестница, 6-пенал для рукавов, 7-отстойник с трубопроводом, 8-электрооборудование, 9-узел крепления цистерны, 10-трубопровод гидравлической системы, 11-табличка, 12-цепь заземления, 13-глушитель
Он предназначен для транспортировки нефтепродуктов плотностью не более 860 кг/м2
с нефтебаз на склады автотранспортных, строительных и сельских предприятий.
Калиброванная цистерна эллиптической формы смонтирована на шасси автомобиля ЗИЛ-130. Она имеет горловину, отстойник и отсек, закрываемый двумя дверками. На крышке горловины расположены наливной люк, два дыхательных клапана, патрубок со штуцером для отвода паров, образующихся при наливе, и указатель уровня. Наливной люк в транспортном положении закрывают крышкой.
Цистерна оборудована двумя пеналами для хранения и транспортировки рукавов, противопожарными и заземляющими средствами, креплениями для шанцевого инструмента и принадлежностей, металлической площадкой и лестницей. На АЦ-4,2-130 устанавливают самовсасывающий вихревой насос СВН-80.
Полуприцепы-цистерны не имеют собственного двигателя. Их устройство рассмотрим на примере ППЦ-16,3 (рис.4).
Рис.4 Полуприцеп-цистерна ППЦ-16,3: 1-корпус цистерны, 2-крышка компенсационной емкости, 3-наливная горловина, 4-поручень, 5-пенал, 6-бампер, 7-цепь заземления, 8-тележка, 9-запасное колесо, 10,11-шкафы для оборудования, 12-ящик ЗИП, 13-опорное устройство, 14-опорная плита, 15-плита наката, 16-световозращатель
Она предназначена для транспортировки и кратковременного хранения светлых нефтепродуктов. Они транспортируются с помощью специальных тягачей (например, КамАЗ-5410).
Специальное оборудование смонтировано на шасси полуприцепа ОдАЗ-9370 и состоит: из цистерны с горловинами, лестницей, поручнем, пеналами, ящиком запчастей и принадлежностей; технологического оборудования, расположенного в боковом шкафу и включающего в себя систему трубопроводов и запорной арматуры; электрооборудования, а также средств контроля и дистанционного управления узлами полуприцепов-цистерн. Кроме того, в состав дополнительного оборудования, размещаемого в боковом шкафу, входят фильтр тонкой очистки топлива, два счетчика жидкости, раздаточные рукава, намотанные на барабаны и раздаточные краны.
Основными элементами автоцистерны для перевозки сжиженных газов являются:
наружный стальной кожух, внутри которого на 6 вертикальных цепях подвешен латунный сосуд емкостью 2,6 м3
;
контрольно-измерительные приборы и запорная арматура, которые размещены на задней стенке корпуса в специальном шкафу;
два испарителя, расположенные по бокам цистерны и предназначенные для создания необходимого давления с целью передавливания жидкости.
Пространство между корпусом и латунным сосудом заполнено тепловой изоляцией.
Достоинствами
автомобильного транспорта нефтегрузов являются:
1) большая маневренность;
2) быстрота доставки;
3) возможность завоза грузов в пункты, значительно удаленные от водных путей или железной дороги;
4) всесезонность.
К его недостаткам
относятся:
1) ограниченная вместимость цистерн;
2) относительно высокая стоимость перевозок;
3) наличие порожних обратных пробегов автоцистерн;
4) значительный расход топлива на собственные нужды.
1.5 Трубопроводный транспорт
В зависимости от вида транспортируемого продукта различают следующие типы узкоспециализированных трубопроводных систем: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы и трубопроводы для транспортирования нетрадиционных грузов. Независимо от того, что транспортируется по трубам, все узкоспециализированные системы состоят из одних и тех же элементов (на примере нефтепровода (рис.5)):
Рис. 5 Состав сооружения магистрального нефтепровода: 1 - подводящий трубопровод; 2 - головная нефтеперекачивающая станция; 3 - промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4 - конечный пункт; 5 - линейная часть; 6 - линейная задвижка; 7 - дюкер; 8 - надземный переход; 9 - переход под автодорогой; 10 - переход под железной дорогой; 11 - станция катодной защиты; 12 - дренажная установка; 13 - доля обходчика; 14 - линия связи; 15 - вертолетная площадка; 16 - вдольтрассовая дорога подводящих трубопроводов.
Подводящие трубопроводы
связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.
головной и промежуточных перекачивающих станций;
Головная НПС
предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.
Промежуточные НПС
служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50... 200 км).
конечного пункта
Конечным пунктом
магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.
На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него "головной" НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка - "конечным пунктом" для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый.
линейных сооружений.
К линейным сооружениям
магистрального нефтепровода относятся:
1) собственно трубопровод (или линейная часть);
2) линейные задвижки;
3) средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки);
4) переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.);
5) линии связи;
6) линии электропередачи;
7) дома обходчиков;
8) вертолетные площадки;
9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.
Собственно трубопровод - основная составляющая магистрального нефтепровода - представляет собой трубы, сваренные в "нитку", оснащенные камерами приема и пуска скребков, разделителей, диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы.
Минимальное заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть не менее (м):
при обычных условиях прокладки 0,8
на болотах, подлежащих осушению 1,1
в песчаных барханах 1,0
в скальных грунтах, болотистой местности при
отсутствии проезда автотранспорта и сельхозмашин 0,6
на пахотных и орошаемых землях 1,0
при пересечении каналов 1,1
Линейные задвижки устанавливаются по трассе трубопровода не реже, чем через 30 км, с учетом рельефа местности таким образом, чтобы разлив нефти в случае возможной аварии был минимальным. Кроме того, линейные задвижки размещаются на выходе из НПС и на входе в них, на обоих берегах пересекаемых трубопроводом водоемов, по обеим сторонам переходов под автомобильными и железными дорогами.
Станции катодной защиты располагаются вдоль трассы трубопровода в соответствии с расчетом. Протекторная защита применяется в местах, где отсутствуют источники электроснабжения. Дренажные установки размещаются в местах воздействия на трубопровод блуждающих токов (линии электрифицированного транспорта, линии электропередач и др.).
При переходах через водные преграды трубопроводы, как правило, заглубляются ниже уровня дна. Для предотвращения всплытия на трубопроводах монтируют чугунные или железобетонные утяжелители (пригрузы) различной конструкции. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод укладывают в патроне (кожухе) из труб, диаметр которых не менее, чем на 200 мм больше. При пересечении естественных и искусственных препятствий применяют также надземную прокладку трубопроводов (на опорах, либо за счет собственной жесткости трубы).
Вдоль трассы трубопровода проходят линии связи, линии электропередачи, а также грунтовые дороги. Линии связи, в основном, имеют диспетчерское назначение. Это очень ответственное сооружение, т.к обеспечивает возможность оперативного управления согласованной работой перекачивающих станций на расстоянии нескольких сот километров. Прекращение работы связи, как правило, влечет за собой остановку перекачки по трубопроводу. Линии электропередач служат для электроснабжения перекачивающих станций, станций катодной защиты и дренажных установок. По вдольтрассовым дорогам перемещаются аварийно-восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты, обходчики и др.
Вертолетные площадки предназначены для посадок вертолетов, осуществляющих патрулирование трассы трубопроводов.
На расстоянии 10...20 км друг от друга вдоль трассы размещены дома обходчиков. В обязанности обходчика входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода.
Основными достоинствами
трубопроводного транспорта являются:
1) возможность прокладки трубопровода в любом направлении и на любое расстояние - это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами;
2) бесперебойность работы и соответственно гарантированное снабжение потребителей, независимо от погоды, времени года и суток;
3) наибольшая степень автоматизации;
4) высокая надежность и простота в эксплуатации;
5) разгрузка традиционных видов транспорта.
К недостаткам
трубопроводного транспорта относятся:
1) большие первоначальные затраты на сооружение магистрального трубопровода, что делает целесообразным применение трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках;
2) определенные ограничения на количество сортов (типов, марок) энергоносителей, транспортируемых по одному трубопроводу;
3)"жесткость" трассы трубопровода, вследствие чего для организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные капиталовложения.
2. Область применения различных видов транспорта
Различные виды транспорта энергоносителей применяются как в чистом виде, так и в комбинации друг с другом.
Транспортировка нефти.
Нефть в нашей стране доставляют всеми видами транспорта (даже автомобильным на коротких расстояниях).
Возможных схем доставки нефти на НПЗ всего пять:
1) использование только магистральных нефтепроводов;
2) использование только водного транспорта;
3) использование только железнодорожного транспорта
4) сочетание трубопроводного транспорта нефти с водным, либо железнодорожным
5) сочетание водного и железнодорожного транспорта друг с другом.
Транспортировка газа.
В нашей стране практически весь газ транспортируется потребителям по трубопроводам. Исключение составляют сжиженные гомологи метана (этан, пропан, бутаны), транспортируемые танкерами, а также в цистернах или баллонах.
Транспортировка нефтепродуктов.
Перевозки нефтепродуктов в нашей стране осуществляются железнодорожным, речным, морским, автомобильным, трубопроводным, а в ряде случаев и воздушным транспортом. Причем но трубопроводам транспортируют только светлые нефтепродукты (автомобильный бензин, дизельное топливо, авиационный керосин), печное топливо и мазут, а другими видами транспорта перевозят все виды нефтепродуктов.
При использовании трубопроводного транспорта нефтепродукты поступают с НПЗ на головную перекачивающую станцию и далее перекачиваются по магистральному нефтепродуктопроводу (МНПП). В конце МНПП находится крупная нефтебаза откуда нефтепродукты автоцистернами доставляются потребителям. Частичная реализация нефтепродуктов производится и по пути следования МНПП. Для этого производятся периодические сбросы нефтепродуктов на пункты налива железнодорожных цистерн, либо на попутные нефтебазы. Этот способ не имеет ограничений на дальность перевозок.
Другой способ - налив нефтепродуктов в автоцистерны непосредственно на НПЗ и доставка груза в них напрямую потребителям. В этом случае исключаются перегрузка нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой, а, следовательно, и их потери при этом. Однако чем больше дальность транспортировки, тем больше нефтепродуктов уходит на собственное потребление автоцистерн. Поэтому автомобильный транспорт применяется преимущественно при небольшой дальности перевозок.
Два других способа в общем случае в пути предусматривают перевалку с одного вида транспорта на другой (с железнодорожного на водный или наоборот). Перевалка осуществляется с использованием резервуаров перевалочной нефтебазы. В конце пути нефтепродукты поступают на распределительную нефтебазу, с которой они автотранспортом доставляются близлежащим потребителям. Данные способы также не имеют ограничений на расстояние транспортирования. Однако чем выше дальность перевозок, тем больше требуется железнодорожных цистерн, танкеров и барж для доставки одного и того же количества нефтепродуктов. Кроме того при перевалках возникают дополнительные потери грузов.
Таким образом, хотя трубопроводный транспорт нефтепродуктов в нашей стране не является основным, он имеет большие перспективы для своего дальнейшего развития, т.к наиболее удобен и допускает наименьшие потери транспортируемых продуктов.
3. Определение экономически наиболее выгодного диаметра трубопровода
Теоретически перекачку нефти с заданным расходом G
можно осуществлять по трубопроводу любого диаметра D.
Причем каждому диаметру трубы соответствуют вполне определенные параметры транспортной системы (толщина стенки трубы, число насосных станций, рабочее давление и т.д.).
Капитальные затраты К
и эксплуатационные расходы Э
зависят от диаметра трубопровода D.
Поэтому возникает вопрос об отыскании оптимального диаметра трубопровода (оптимальный вариант трубопровода). По действующей в настоящее время методике оптимальный диаметр трубопровода определяют по минимуму приведенных расходов.
Для достижения экономически наиболее выгодного диаметра трубопровода по приведенным расходам необходимо произвести гидравлический расчет по нескольким вариантам.
Заданные данные:
| L, км |
∆Z, м |
G, млн. т/год |
ρ, т/м3
|
Марка стали |
Кинематическая вязкость, y |
| 1440 |
2450 |
3,0 |
0,91 |
10Г2ФБ |
0,00033 |
Расчет:
1. Зная годовую пропускную способность трубопровода G =3,0 млн. т/год определяем наружный
DHap
= DH
2
= 377 мм
.
К нему добавляем из таблицы№1 еще два ближайшие по ГОСТу диаметра - больший DН
з = 426мм
и меньший - DH
1=325 мм.
Дальнейший расчет осуществляется по трем стандартным диаметрам.
2. Для каждого диаметра вычисляется толщина стенки трубы по формуле
δ
= n
ρ D
нар /
2 (n
ρ + R
1
), (мм), (1)
где: δ
- толщина стенки трубы, мм;
n
- коэффициент надежности по нагрузке, п
=1, 1;
DHap
- наружный диаметр трубопровода, мм;
R1
- нормативное сопротивление сжатию, МПа;
ρ
- давление в трубопроводе, МПа. (необходимо подсчитать среднее арифметическое давление из таблицы №1)
Значение R
1
определяется из выражения:
R
1
= 0,7
σв,
(
МПа) (2)
где: σв
- предел прочности при сжатии, МПа.
Значения σв
для различных видов трубных сталей приведены в таблице№2.Т. к у нас сталь марки 10Г2ФБ, то σв
=
590 МПа.
Следовательно, R
1
= 0,7*590 = 413 МПа.
Теперь подсчитаем среднее арифметическое давление для каждого диаметра:
ρ 1
= 7,0
ρ 2
= 5,9
ρ 3
= 5,9
Отсюда, δ
1
=
1,1*7,0*325/2 (1,1*7,0 + 143) = 9 мм
δ
2
=
1,1*5,9*377/2 (1,1*5,9+143) = 9 мм
δ
3
= 1,1*5,9*426/2 (1,1*5.9+143) = 10 мм
3. Определяется внутренний диаметр трубопровода по формуле:
D
вн
=
DHap
- 2
δ
(3)
D
вн1
= 325-2*9 = 307 мм
D
вн2
= 377-2*9 = 359 мм
D
вн3
= 426-2*10 = 406 мм
4. В соответствии с расчетной пропускной способностью производим выбор магистральных нефтеперекачивающих насосов.
Тип насоса определяется по значению средней пропускной способности в год в таблице №4. (Средняя пропускная способность -
средняя арифметическая пропускная способность из таблицы №1)
Итак, средняя пропускная способность G1
= 2,0 млн. т/год; G2
= 2,8 млн. т/год; G3
= 3,8 млн. т/год.
Отсюда, тип насоса 1 -НМ-250-475, 2 - НМ-360-460, 3 - НМ500-300.
5. Скорость движения нефти в трубопроводе в зависимости от диаметра трубопровода выбирается по следующей таблице.
Рекомендуемые скорости движения нефти в магистральных
трубопроводах
| Диаметр трубопровода, мм |
Скорость движения нефти, мс, W |
Диаметр трубопровода, мм |
Скорость движения нефти, мс, W |
| 219
|
1,0
|
630
|
1,4
|
| 273
|
1,0
|
720
|
1,6
|
| 325
|
1,1
|
820
|
1,9
|
| 377
|
1,1
|
920
|
2,1
|
| 426
|
1,2
|
1020
|
2,3
|
| 530
|
1,3
|
1220
|
2,7
|
Для диаметра DH
1 =
325 мм, W1
= 1,1 м/с;
Для диаметра DH
2 =
377 мм, W2
= 1,1 м/с;
Для диаметра DH
3 =
426 мм, W1
= 1,2 м/с;
6. Для каждого варианта расчета определяется гидравлический уклон:
i
=
λ
W
2/
2
g
DBH
. (
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
Dbh
/
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/КЭ
).
Для смешанного трения λ
=
0,11 8/
Re
+КЭ
при 15/КЭ
<
Re < 560/Кэ
.
Коэффициент эквивалентной шероховатости трубопровода (КЭ
)
может приниматься ориентировочно на уровне от 0,0005 до 0,0001 для диаметров трубопроводов от 200 до 1200 мм соответственно.
Итак, подсчитаем число Рейнольдса:
Re
1
= 1,1*0,325/0,00033 = 10833
Re
2
= 1,1*0,377/0,00033 = 12567
Re
3
=
1,2*0,426/0,00033 = 15491
Т. к 3500 <
Re < 15/КЭ
,
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
λ
3
= 0,3164/15491 0,25
= 0,028.
Отсюда,
i
1
= 0,031*
1,21/2*9,8*0, 325 = 0,0059 м
I
2
= 0,03*1,21/2*9,8*0, 377 = 0,0049 м
I
3
=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
K
П
,
(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);
hост
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
K
П
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)
Нст
=
m
h
н
ac
,
(8)
где m -
число насосов на НПС (обычно принимается m = 3
);
h
н
ac
- номинальный напор, развиваемый насосом. (второе число в номере насоса).
Нст1
= 3*475 = 1425 МПа
Нст2
= 3*460 = 1380 МПа
Нст1
= 3*300 = 900 МПа
9. Расчетное число насосных станций будет
n
0
= (Н -
N
h
ПН
) / НСТ
. (
9)
В формуле (9) вычитаемое N
hПН
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 + (
n
0
- 1) Слнс +
CpVp
,
(10)
где:
Сп -
стоимость единицы длины параллельного трубопровода (лупинга) (табл. №.3);
ХЛ
-
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.
Vp
= (π
D
2
/ 4)
L
- объем цилиндра, или Vр = π
R
2
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] кτ
; (
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)
кτ
-
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] кτ
. (
13)
Коэффициент кτ
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.
Vp
= (π
D
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 ηн
ηэлдв
) +
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;
ηн
- к. п. д. насоса при работе на перекачивающем продукте (0,75 - 0,85) (необходимо взять среднее арифметическое);
ηэлдв
- 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 α
2
= 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%
65 - 100%, где 65 тыс. руб. /км - Капитальные затраты на строительство линейной части нефтепровода с диаметром 377 мм, основная нитка.
Решив пропорцию получаем: α22
=
2,275 тыс. руб. /км
α23
- 3,5%
75 - 100%, где 75 тыс. руб. /км - Капитальные затраты на строительство линейной части нефтепровода с диаметром 426 мм, основная нитка.
Решив пропорцию получаем: α23
=
2,625 тыс. руб. /км расходы на текущий ремонт станции α
3
= 1,3%',
Составим пропорцию:
α31
- 1,3%
2043 - 100%, где 2043 тыс. руб. - Капитальные затраты на строительство головной перекачивающих станций, для насоса марки НМ-250-475
Решив пропорцию получаем: α31
=
26,5 тыс. руб.
α32
- 1,3%
2551 - 100%, где 2551 тыс. руб. - Капитальные затраты на строительство головной перекачивающих станций, для насоса марки НМ-360-460
Решив пропорцию получаем: α32
=
33,2 тыс. руб.
α33
- 1,3%
2834 - 100%, где 2834 тыс. руб. - Капитальные затраты на строительство головной перекачивающих станций, для насоса марки НМ-500-300
Решив пропорцию получаем: α33
=
36,8 тыс. руб.
расходы на текущий ремонт трубопровода α
4
= 0,3%;
Составим пропорцию:
α41
- 0,3%
58 - 100%, где 58 тыс. руб. /км - Капитальные затраты на строительство линейной части нефтепровода с диаметром 325 мм, основная нитка.
Решив пропорцию получаем: α41
=
0,174 тыс. руб/км
α42
- 0,3%
65 - 100%, где 65 тыс. руб. /км - Капитальные затраты на строительство линейной части нефтепровода с диаметром 377 мм, основная нитка.
Решив пропорцию получаем α42
=
0, 195 тыс. руб. /км
α43
- 0,3%
75 - 100%, где 75 тыс. руб. /км - Капитальные затраты на строительство линейной части нефтепровода с диаметром 426 мм, основная нитка.
Решив пропорцию получаем α43
=
0,225 тыс. руб. /км
7. П
= 0,253 - прочие расходы. (смотри данные в конце пункта)
Полученные значения подставляем в формулу (11) и вычисляем эксплуатационные затраты.
Э1
= (2,03+0,174) *83526 + (173,7+26,5) * 2034 + 268,9 +6 + 80 + 0,253 = 591653 тыс. руб.
Э2
= (2,275+0, 195) * 93606 + (216,8 +33,2) * 2551 + 261,3 +6 + 80 + 0,253 = 869304 тыс. руб.
Э3
= (2,625 +0,225) *108006 + (240,9 +36,8) * 4734 + 359,0 +12 + 160 + 0,253 = 1622980 тыс. руб.
| Эксплуатационные расходы определяются следующими основными статьями: |
| годовые отчисления на амортизацию станции α1 = 8,5% от капитальных затрат на станцию; |
| годовые отчисления на амортизацию трубопровода α2 = 3,5%; |
| расходы на текущий ремонт станции α3 = 1,3%', |
| расходы на текущий ремонт трубопровода α4 = 0,3%; |
| расходы на воду, смазку, топливо на одну станцию Св = 6000 руб/год; |
| заработная плата на одну станцию 80-85 тыс. руб/год; |
| прочие расходы 25% от зарплаты. |
12. Приведенные расходы Р
(руб. /год) по каждому варианту вычисляют по формуле:
Р = Э + Е Ктр
, (
18)
где: Э
- эксплуатационные расходы, руб/год;
Е
- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для отраслей ТЭК можно принимать равным 0,12).
Э =
S
G
L
. (19)
Здесь S
- себестоимость перевозок.
Согласно имеющимся статистическим данным средняя себестоимость перевозок S, выраженная в копейках за тонно-километр, характеризуется следующими данными.
Трубопроводный транспорт0,12
Железнодорожный транспорт0,33
Водный транспорт:
по рекам 0,17
По морю 0,12
(Так как данные о себестоимости перевозок даны в копейках их необходимо перевести в рубли).
Э1
= 1,2*10-3
*2*106
*1440 = 3456000 руб.
Э2
= 1,2*10-3
*2,8*106
*1440 = 4838400 руб.
Э3
= 1,2*10-3
*3,8*106
*1440 = 6566400 руб.
Ктр
- капитальные вложения при сооружении трубопровода.
Ктр
= Кл + Кпс (20)
Кл -
капиталовложения в линейную часть;
Кл
= СL (21)
С -
удельные капиталовложения на 1 км;
Кл1
=58*1440= 83520 тыс. руб.
Кл2
=65*1440= 93600 тыс. руб.
Кл3
=75*1440= 108000 тыс. руб.
Кпс
- капиталовложения в перекачивающие станции
Кпс = Сгнс
+ (
n0
- 1) Слнс
,
(22)
где n
0
- число перекачивающих станций;
Сгнс
, Слнс
- капиталовложения в перекачивающие станции.
Кпс1
= 2043 тыс. руб.
Кпс2
= 2551 тыс. руб.
Кпс3
= 2834+1900=4734 тыс. руб.
Теперь, рассчитываем приведенные расходы Р:
Р1
= 3456 +0,12* 2043 = 3701,16 тыс. руб. /год
Р2
= 4838,4 +0,12* 2551 = 5144,52 тыс. руб. /год
Р3
= 6566,4+0,12* 4734 = 7134,48 тыс. руб. /год
Объединим полученные данные в общую таблицу:
| Диаметр трубопровода, мм |
Марка насоса |
Капитальные затраты на сооружение трубопроводов с лупингами, тыс. руб. |
Эксплутационные затраты, тыс. руб. |
Приведенные расходы, тыс. руб. /год |
| 325 |
НМ-250-475 |
150363 |
591653 |
3701,16 |
| 377 |
НМ-360-460 |
175351 |
869304 |
5144,52 |
| 426 |
НМ500-300 |
203454 |
1622980 |
7134,48 |
Вывод:
Капитальные затраты на сооружение трубопроводов с лупингами и эксплутационные зависят от диаметра трубопровода. Оптимальный диаметр трубопровода определяют по минимуму приведенных расходов. Таким образом, исходя из полученных данных, экономически наиболее выгодным диаметром трубопровода является диаметр 325 мм.
Приложение
Таблица 1
Ориентировочные параметры магистральных трубопроводов
| Пропускная способность, млн. т/год G
|
Наружный диаметр трубы Дн
|
Рабочее давление, МПа |
| 0.7-1.2 |
219 |
8,8 - 9,8 |
| 1.1-1.8 |
273 |
7,4 - 8,3 |
| 1,6-2,4 |
325 |
6,6 - 7,4 |
| 2,2 - 3,4 |
377 |
5,4 - 6,4 |
| 3.2-4,4 |
426 |
5,4 - 6,4 |
| 4-9 |
530 |
5,3 - 6,1 |
| 7-13 |
630 |
5,1-5,5 |
| 11-19 |
720 |
5,5 - 6,1 |
| 15-27 |
820 |
5,5 - 5,9 |
| 23-50 |
1020 |
5,3 - 5,9 |
| 41-78 |
1220 |
5,1-5,5 |
Таблица 2
Механические характеристики стальных труб
| Марка стали |
Предел прочности при сжатии, МПа |
Условный диаметр труб D, мм, |
Толщина стенок, мм |
| 08Г2ФЮ |
550 |
1200-1400 |
16-27 |
| 09Г2СФ |
590 |
1200-1400 |
16-28 |
| 09Г2ФБ |
550 |
1200-1400 |
14-26 |
| 10Г2ФБ |
590 |
500-1400 |
7-22 |
| 17Г2СФ |
590 |
800-1400 |
7-21 |
| Ст2сп |
330 |
до 800 |
до 30 |
| Ст4сп |
420 |
до 800 |
до 30 |
Таблица 3
Капитальные затраты на строительство линейной части нефтепровода, тыс. руб/км
| Наружный диаметр Dh, мм |
Основная нитка |
Луппинг |
| 219 |
45 |
36 |
| 273 |
50 |
40 |
| 325 |
58 |
45 |
| 377 |
65 |
55 |
| 426 |
75 |
63 |
| 530 |
103 |
90 |
| 630 |
130 |
102 |
| 720 |
148 |
119 |
| 820 |
161 |
132 |
| 920 |
193 |
165 |
| 1020 |
235 |
206 |
| 1220 |
276 |
253 |
Таблица 4
Капитальные затраты на строительство перекачивающих станций
| Производительность нефтепровода, млн. т/год |
Марка основных насосов на перекачивающих станциях |
Стоимость нефтеперекачивающей станции, тыс. руб Головной
|
| 0,7-1,1 |
НМ-125-550 |
1835
|
| 1,1-1,5 |
НМ-180-500 |
1924
|
| 1,5-2,1 |
НМ-250-475 |
2043
|
| 2,1-З,1 |
НМ-360-460 |
2551
|
| З,1-4,3 |
НМ-500-300 |
2834
|
| 4,3-7,1 |
НМ-710-280 |
3326
|
| 7,1-10,7 |
НМ-1250-260 |
4791
|
| 10,7-15,4 |
НМ-1800-240 |
4997
|
| 15,4-21,4 |
НМ-2500-230 |
5322
|
| 21,4-30,8 |
НМ-125-550 |
1835
|
| 21,4-30,8 |
НМ-3600-230 |
5815
|
| 30,8-42,8 |
НМ-5000-210 |
6134
|
| 42,8-60 |
НМ-7000-210 |
6817
|
| 60-85,7 |
НМ-10000-210 |
8520
|
| 85,7-92,6 |
НМ-10000-210 |
8967
|
Список литературы
1. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: - Уфа.: ООО “ДизайнПолиграфСервис”, 2002 - 544с.
2. Нефтегазовое строительство: учеб. пособие для студентов вузов/ Беляева В.Я. и др. Под общ. ред. проф. И.И. Мазура и проф.В.Д. Шапиро. М.: Изд-во ОМЕГА-Л, 2005 - 744с.
3. Трубопроводный транспорт нефти / С.М. Вайшток, В.В. Новоселов, А.Д. Прохоров и др. - Т.1 – 2002.