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
    3,0 0,91 10Г2ФБ 0,00033

 

Расчет:

1. Зная годовую пропускную способность трубопровода G =3,0 млн. т/год определяем наружный диаметр трубопровода

 

DHap = DH2 = 377 мм.

 

К нему добавляем из таблицы№1 еще два ближайшие по ГОСТу диаметра - больший DНз = 426мм и меньший - DH1=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, δ1= 1,1*7,0*325/2 (1,1*7,0 + 143) = 9 мм

δ2= 1,1*5,9*377/2 (1,1*5,9+143) = 9 мм

δ3 = 1,1*5,9*426/2 (1,1*5.9+143) = 10 мм

 

3. Определяется внутренний диаметр трубопровода по формуле:

 

Dвн = DHap - 2 δ (3)

Dвн1 = 325-2*9 = 307 мм

Dвн2 = 377-2*9 = 359 мм

Dвн3 = 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, м\с, W Диаметр трубопровода, мм Скорость движения нефти, м\с, W
  1,0   1,4
  1,0   1,6
  1,1   1,9
  1,1   2,1
  1,2   2,3
  1,3   2,7

Для диаметра DH1 = 325 мм, W1 = 1,1 м/с;

Для диаметра DH2 = 377 мм, W2 = 1,1 м/с;

Для диаметра DH3 = 426 мм, W1 = 1,2 м/с;

6. Для каждого варианта расчета определяется гидравлический уклон:

 

i = λ W2/2g 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:

 

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/КЭ,

следовательно режим течения жидкости турбулентный, отсюда:

 

λ = 0,3164/Re 0,25.

λ1 = 0,3164/10833 0,25 = 0,031

λ2 = 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 hост 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);

hост - 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 hост 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)

 

Нст = m hнac, (8)

 

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

hнac - 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

 

n0 = (Н -N hПН) / 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 + (n0 - 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= (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:

1 = 3,14* (0,1535*10-3) 2* 1440 = 106,5 м3

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

3 =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= (πD2/4) 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)

 

- 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 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%

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 α3 = 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 α4 = 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.



Поделиться:




Поиск по сайту

©2015-2024 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2019-06-03 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных


Поиск по сайту: