1470
.pdf4.Кинематическая вязкость ромашкинской нефти при темпера туре 275 К по формуле (1.7)
lg lg(v + 0,8)-6,971g275 = 0,268; lg(v + 0,8) = 1,853;
v + |
0,8 = 71,3 мм2/с; |
v = 7 1 |
,3 -0 ,8 = 70,5 мм2/с. |
5.Плотность нефти для примера вычислим по формулам (1.1) и (1.2) . Согласно табл. 1.1 при р293=862 кг/м 3 £=0,686 кг/(м 3-К) и Рр=0,000793 1/К.
По формуле (1.1)
Рт = 1 + 0,000793(275-293) = 8 7 4 ,5 КГ^м3‘
По формуле (1.2)
рх = 862 - 0,6 8 6 (275 - 293) = 874,4 кг/м3.
Так как расхождение результатов расчета по формулам (1.1) и ( 1.2 ) составляет 0 ,0 1 1 %, то можно сделать вывод о том, что пользо ваться можно обеими.
Пример 1.2. Расчетное значение коэффициента теплопроводно сти грунта в естественном состоянии для трубопровода длиной 80 км, если известно, что преобладающими являются грунты: на 30 км - глины (рг = 1400 кг/м3, со = 18 %); на 20 км - суглинки (рг = 1250 кг/м3, © = 15 %); на 10 км - супеси (рг = 1200 кг/м3, © = 12 %); на 20 км - песок (рг = 1600 кг/м 3, © = 8 %).
Решение 1. Расчетное значение коэффициентов теплопроводности грунта
для каждого участка по формуле (1.11)
Л£ЛИНА = 1,16 [l, 3(1400 • 10“3 + 0 ,1 ■18 -1,1) - 0,1 • 18] = 1,080 Вт/(м-К);
^суглинок = if!б [l, 3 (1250 • 10"3 + 0, Ы 5 -1,1) - 0,1 • 15] = 0,750 Вт/м-К);
^супесь = i}1 6 [i, 4 (1 2 0 0 • 10"3 + 0,1 -12 - 1, 1) - 0 , 1 -12] = 0,721 Вт/(м-К);
хпес°к = i,i6 [i,5 (1600 • 10’3 + 0,1 • 8 -1,1) - 0,1 • 8 ] = 1,337 Вт/(мК).
41
2. Расчетное значение коэффициента теплопроводности грунта в естественном состоянии для всей трассы трубопровода по формуле (1.12)
,1,080 • 30 + 0,750 • 20 + 0,721 • 10 +1,337 • 20
гср - |
80 |
= 1,016 Вт/(м-К).
Пример 1.3. Определить целесообразный способ транспортиров ки 7 млн. т нефти Сургутского месторождения в год на нефтеперера батывающие заводы г. Омска. Расчетная плотность нефти равна 0,842 т/м 3. Транспортировку можно осуществлять по рекам Обь и Иртыш, по железной дороге через Тобольск-Тюмень и по трубопроводу Сур- гут-Омск. Расстояние, на которое осуществляются перевозки по воде, равно 1500 км, по трубопроводу - 700 км, по электрифицированной железной дороге - 1200 км.
|
|
|
Решение |
|
||
1. |
Для заданного грузопотока по табл. 1.3 выбираем рекомендуе |
|||||
мый диаметр трубопровода - |
529 мм, для которого себестоимость |
|||||
перекачки в ценах 1980 г. S = 0,13 коп/(т км) |
||||||
По формуле (1.16) для каждого вида транспорта вычисляем эк |
||||||
сплуатационные расходы |
|
|
|
|
||
|
Эт = 0,13 |
700 |
7 |
10б = |
6,37 |
106 руб/год; |
|
Эжл = 0,33 |
1200 |
7 |
106 = |
27,72 |
10* руб/год; |
|
Э, = 0,17 |
1500 -7 |
106 = |
17,85 |
10« руб/год. |
|
2. |
Находим капиталовложения в трубопроводный транспорт. В |
соответствии с нормами технологического проектирования прини маем, что эксплуатационный участок один, т.е. пэ = 1.
Вместимость резервуаров на конечном пункте по формуле (2.1)
V = 3V |
|
7 |
10б |
QT |
= 3 -------- -------------- = 84821 м3, |
||
р |
350-0,842-0,84 |
где 0,84 - коэффициент использования емкости (табл. 2.1). Трубопровод должен иметь одну головную и пять-шесть проме
жуточных перекачивающих станций. Зная, что трасса в основном пройдет по заболоченной местности, и используя формулы (1.17), (1.18), определяем капитальные вложения с учетом топографичес ких коэффициентов К*,, = Кл + Кпс = (56,6 • 700 • 1,43 + 5418 - 1,06 -Ь 6 1926 • 1,06) • 103 +
+ 84821 • 20 = 76,435 106 руб.
42
По территории Тюменской области проходит 55% трассы, а по
Омской - |
45%. С учетом территориальных коэффициентов (см. табл. |
|||
1.22 и 1.25) капитальные затраты составят |
|
|||
К^ = |
76,435 |
106 (0,55 |
1,1 + 0,45 1,11) = |
84,423 10^ руб. |
3. |
Приведенные годовые затраты для трубопроводного транспор |
|||
та по формуле (1.15) |
|
|
||
П^ = 6,37 |
106 + 0,12 |
84,423 106 = 16,5 |
10б руб/год. |
4. По формуле (1.25) определяем полное время оборота одной цистерны. Коэффициент неравномерности работы железнодорож ного транспорта Хжд принимаем равным 1,2. Время погрузки и выг рузки хв по нормам составляет 4 часа. Тогда
тп |
2 |
1200 |
4 |
= 1 2 ,2 |
сут. |
1 ' |
240 |
• 1,2 |
|||
|
+ 24 |
|
|
5.Число оборотов цистерны за год по формуле (1.24)
п ц |
365 |
29,9 1/год. |
|
|
12,2 |
б.Необходимое число вагонов-цистерн модели 15-897 (табл. 1.12) по формуле (1.23)
|
7 • 106 |
|
|
|
= 4611 шт. |
|
0,842-60,3-29,9 |
|
7.Необходимое число электровозов при пм = 60 по формуле (1.22) |
||
|
z = 4611 *77 шт. |
|
|
|
60 |
8 .Капитальные затраты |
в железнодорожный транспорт при |
|
cz= l,2 1 0 5 руб и сц=5,65-103 руб по формуле (1.21) |
||
|
К ж д = 1,2 ■105 77 + 5,65 • 103 • 4611 = 35,3 • 106 РУб. |
|
9 . |
Приведенные годовые затраты в железнодорожный транспорт |
|
по формуле (1.15) будут равны |
||
Пжл = |
27,72 106 + 0,12 |
35,3 1 06 = 31,956 106 руб/год. |
10.Продолжительность навигационного периода по рекам Обь и Иртыш составляет 180 сут. Принимаем, что транспортировку нефти осуществляют речными танкерами со средней скоростью движения 300 км/сут. Коэффициент неравномерности работы водного транс порта Хв принимаем равным 1,25. Время погрузки и выгрузки для речных танкеров составляет 1 сут. Тогда полное время оборота тан кера, определяемое по формуле (1.30), составит
43
тп |
2-1500 |
( ' • 1,25 = 13,76 сут. |
|
300 |
+ |
1 1 .Число рейсов одного танкера в год по формуле (1.29)
“ * = Щ Г 13,1 1/год-
12.Общая необходимая грузоподъемность всех танкеров по фор
муле (1.28) |
6 |
Г = |
= 535000 т. |
|
13,1 |
13. Стоимость сооружения дополнительных танкеров без учета силовых установок при сбр= 40 руб/т по формуле (1.27)
Kgp = 40 535000 = 21,4 10* руб.
14.Необходимая суммарная мощность силовых установок всех тан керов при рб = 0,1 кВт/т по формуле (1.32)
N6 = 0,1 535000 = 53500 кВт.
15. Стоимость всех силовых установок танкеров при сб=2000 руб/кВт по формуле (1.31)
Кб = 2 Юз 53500 = 107 10* руб.
16.Принимая коэффициент заполнения емкости т|р = 0,84, по формуле (1.34) находим емкость резервуарного парка, необходимую для приема нефти в межнавигационный период,
|
2-7-106 365-180 |
|
|
0,842 |
10,033-106 мз. |
|
’ 365 -0,84 |
|
17. |
П р и н и м ая |
стоим ость сооруж ения ед и н и ц ы ем кости |
ср=20 руб/м3, по формуле (1.33) находим капиталовложения на со оружение емкости при V0/V = 1,05
К, = 20 1,05 10,033 106 = 210,7 10* руб.
18. Суммарные капитальные затраты для транспортировки нефти водным транспортом
Кв = 21,4 |
10б + 107 |
10б + 210,7 |
106 = 339,1 106 руб. |
|
19. Приведенные годовые затраты при водном транспорте |
||||
Пв = 17,85 |
106 + 0,12 |
339,1 10б = |
58,542 10б руб/год. |
|
С равн и вая |
при веден н ы е расходы |
П тр= 16,5 -106 ру б /го д , |
||
Пхл=31,956-10б руб/год. и Пв=58,542-106 |
руб/год, заключаем, что наи |
более экономичным является трубопроводный транспорт нефти, так как в этом случае приведенные годовые затраты наименьшие.
44
2
ГЛАВА
ОБЪЕМЫ ХРАНИЛИЩ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Резервуарные парки в системе магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов, а также нефтебаз играют очень важную роль. Основное их назначение —выполнение роли буфера между постав щиком и получателем, компенсирующего неравномерности поста вок и потребления нефти и нефтепродуктов. К числу других функ ций резервуарных парков относятся: создание запасов на случай возникновении сбоев в транспортной цепи, доведение качества не фти и нефтепродуктов до требуемого уровня, их замер и учет.
§2.1. Определение объема резервуарных парков в системе магистральных нефтепроводов
На магистральных нефтепроводах резервуарные
парки размещаются:
-на головной насосной станции;
-на границах эксплуатационных участков;
-в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.
Полезный суммарный объем резервуарных парков нефтепроводов зависит от диаметра и протяженности последних (табл. 2 .1).
Таблица 2.1
Рекомендуемые суммарные полезные объемы резервуарных парков нефтепроводов (единица измерения - суточный объем перекачки)
Протяженность |
|
Диаметр, мм |
|
||
630 и менее |
720, 820 |
1020 |
1220 |
||
нефтепровода, км |
|||||
до 200 |
1,5 |
2 |
2 |
2 |
|
свыше 200 до 400 |
2 |
2,5 |
2,5 |
2,5 |
|
свыше 400 до 600 |
2,5 |
2,5/3 |
2,5/3 |
2,5/3 |
|
свыше 600 до 800 |
3 |
3/3,5 |
3/4 |
3,5/4 |
|
свыше 800 до 1000 |
3/3,5 |
3/4 |
3,5/4,5 |
3,5/5 |
45
Величины, приведенные в числителе, следует применять при обычных условиях прокладки, а в знаменателе - когда не менее 30% от протяженности трубопровода проходит в сложных условиях (за болоченные и горные участки).
При протяженности нефтепровода более 1000 км к размеру ем кости по табл. 2.1 добавляется объем резервуарного парка, соответ ствующего длине остатка.
Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепрово
да ориентировочно распределяется следующим образом: |
|
|
- |
головная насосная станция |
2...3; |
- |
НПС на границе эксплуатационных участков |
0,3...0,5; |
- |
то же при проведении приемно-сдаточных операций |
1... 1,5. |
Для определения необходимого общего объема резервуарных пар ков величину их полезного объема надо поделить на коэффициент пользования емкости г|р, определяемый по табл. 2 .2 .
|
|
|
Таблица 2.2 ‘ |
|
Рекомендуемые величины т)р |
|
|
|
|
Емкость резервуара |
Величина т|р для резервуаров |
|||
без понтона |
с понтоном |
с плавающей |
||
|
||||
|
|
|
крышей |
|
До 5000 м3 включительно |
0,85 |
0,81 |
0,80 |
|
От 10000 до 30000 м3 |
0,88 |
0,84 |
0,83 |
В соответствии с нормами технологического проектирования (табл. 2 .1) суммарный объем резервуарных парков в системе магист рального нефтепровода равен:
\ |
[(п, - пу - 1)(0,3...0,5) + n y (1... 1,5) + (2 ...3)]. |
(2.1) |
где |
— суточный объем перекачки нефти по трубопроводу; |
пэ — чи сло эк сп л у атац и о н н ы х у частков п р о тяж ен н о стью 400...600 км; Пу —число насосных станций на границе эксплуатаци онных участков (где выполняются приемо-сдаточные операции).
§2.2. Определение объема резервуарных парков магистральных нефтепродуктопроводов
Необходимая вместимость резервуарного пар ка головной насосной станции ГНС вычисляется по формуле
46
\ J _ |
К К |
m V |
год; |
( |
|
л н л м |
V 1 |
|
(2.2) |
||
vrnc - |
7i |
Z J |
ЛР1 |
||
|
ц |
i=! |
| / |
где Кн - коэффициент неравномерности поступления нефтепро дуктов в резервуары ГНС, К н = 1,3; К„ - коэффициент неравно мерности работы трубопровода, Км = 1,1; Ц - число циклов после довательной перекачки; Vroflj - годовой объем перекачки i-ro нефтепродукта; Qi5 q( - расходы соответственно поступления i - го нефтепродукта на ГНС и его закачки в трубопровод; ш - количество наименований последовательно перекачиваемых нефтепродуктов.
Необходимая вместимость резервуарного парка на конечном пункте определяется по формуле
Y _ |
К К |
у |
m VK |
|
|
|
м |
|
год| |
1 - |
(2.3) |
||
Укп “ |
тт |
‘ Z J |
_ |
|||
|
Ц |
|
i=l |
Т|п: |
|
imaxi у |
где Кр - коэффициент неравномерности реализации нефтепро дуктов, Кр = 1,5; У*д. , Q* - соответственно годовой объем и сред ний расход i-ro нефтепродукта, поступающего на конечный пункт; Qmaxi ” максимальный расход реализации i-ro нефтепродукта на ко нечном пункте.
Найденная величина VrHC не должна быть меньше трехсуточ ного объема перекачки нефтепродуктов по трубопроводу.
При подборе резервуаров необходимо учитывать следующие требования:
—под каждый нефтепродукт должно быть не меньше 2 -х резер вуаров;
- резервуары должны быть возможно большей однотипности и единичной вместимости.
§2.3. Определение вместимости резервуарных парков нефтебаз
Наиболее точно вместимость резервуарного парка нефтебазы определяется по графикам поступление и отгрузки нефтепродуктов, составленным на основании фактических данных за 2...3 года, с учетом страхового запаса. Для каждого сорта нефте продукта необходимый объем резервуаров находится как
ЛЛПШ
v ,= W0 "(AV— ■ AV* ' + A y r) ’ |
(14) |
47
где |
Qf4* - годовая реализация i-ro нефтепродукта, м3; A V ^ ., |
AVnjini - |
соответственно максимальный и минимальный суммарные |
остатки i-ro нефтепродукта, наблюдавшиеся за год,%; AV( - величи на страхового запаса i-ro нефтепродукта, %.
Рекомендуемые нормы страхового запаса для распределитель ных нефтебаз в зависимости от географического положения и на дежности транспортных связей следует принимать в процентах от среднемесячной потребности нефтепродуктов (табл. 2.3).
|
|
Таблица 2.3. |
Нормы страхового запаса нефтепродуктов |
|
|
Тип нефтебаз |
Ее местоположение |
Норма запаса, % |
Железнодорожные, |
южнее 60° северной широты в |
до 20 |
водные (речные) |
европейской части страны |
|
|
севернее 60° северной широты |
до 50 |
|
в европейской части страны, в |
|
|
Сибири, на Урале и Дальнем |
|
|
Востоке |
|
Водные (речные) с |
|
до 50*) |
поступлением нефте |
|
|
продуктов только |
|
|
навигационный период |
|
|
*) Вычисляется от среднемесячной потребности в межнавигационный период.
Для трубопроводных нефтебаз и нефтебаз с реализацией менее 1 тыс.т/год страховой запас не устанавливается.
При отсутствии графиков поступления и отгрузки нефтепродук тов необходимый полезный объем резервуарного парка для каждого из них может быть вычислен по следующим формулам:
- для распределительных железнодорожных нефтебаз
у |
_ Q i Т цК нэК ив |
1+ AV™ |
(2.5) |
1 |
30 |
100 |
|
для водных (речных) перевалочных и распределительных нефтебаз
V, -U 5 Q .K , 1+ ау;ст Л |
(2.6) |
100 |
|
48
- для водных (речных) нефтебаз с поступлением нефтепродук тов только в навигационный период
V, =1,15Q“ |
1+ АУ,ст Л |
(2.7) |
|
|
|
100 |
|
- для трубопроводных нефтебаз |
|
|
|
v 1 = u Q ^ |
1 - |
Q? |
(2.8) |
N: |
|
8760 q шах ^ |
|
где Q, —среднемесячное потребление i-ro нефтепродукта, м3; Тц - продолжительность транспортного цикла поставок нефтепродук та, сутки ( табл. 2.4 ); К нз - коэффициент неравномерности подачи цистерн с нефтепродуктом, Кнз= 1,1...1,3; К нв - коэффициент не равномерности потребления нефтепродуктов (табл. 2.5); Q“n —меж навигационная потребность в i-ом нефтепродукте (при завозе 1 раз в год —годовая потребность); Q” —объем i-ro нефтепродукта, отбира
емого по отводу, м3/год; Nj - |
годовое число циклов, с которым рабо |
|||||||
тает отвод; q ,^ - |
максимальный из возможных расходов нефтепро |
|||||||
дукта в отводе, м3/час. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 2.4 |
|
Зависимость продолжительности транспортного цикла |
|
|
||||||
от удаленности поставщика |
|
|
|
|
|
|
||
Расстояние до |
400 |
600 |
800 |
1000 |
1200 |
1600 |
2000 |
2600 |
поставщика, км |
|
|
|
|
|
|
|
|
Тц, сутки |
7 |
9 |
11 |
13 |
14 |
15 |
17 |
20 |
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 2.5 |
|
Величины коэффициента неравномерности |
|
|
|
|
||||
потребления нефтепродуктов |
|
|
|
|
|
|
||
Характеристика районов |
|
|
|
к НВ |
|
|
|
|
потребления |
|
Все виды топлива |
|
Масла, смазки |
||||
Промышленные города |
|
1,0 |
|
|
|
1,3 |
|
|
Промышленные районы: |
|
1,1 |
|
|
|
1,5 |
|
|
промышленность |
|
|
|
|
|
1,8 |
|
|
потребляет 70% |
|
1,2 |
|
|
|
|
||
промышленность |
|
|
|
|
|
2,0 |
|
|
потребляет 30% |
|
1,5 |
|
|
|
|
||
Сельскохозяйственные |
|
|
|
|
|
2,5 |
|
|
районы |
|
|
1,7 |
|
|
|
|
49
где Q[M - годовая реализация i-ro нефтепродукта, м3; д у ^ . , ДУ^п, - соответственно максимальный и минимальный суммарные остатки i-ro нефтепродукта, наблюдавшиеся за год,%; AV; - величи на страхового запаса i-ro нефтепродукта, %.
Рекомендуемые нормы страхового запаса для распределитель ных нефтебаз в зависимости от географического положения и на дежности транспортных связей следует принимать в процентах от среднемесячной потребности нефтепродуктов (табл. 2.3).
|
|
Таблица 2.3. |
Нормы страхового запаса нефтепродуктов |
|
|
Тип нефтебаз |
Ее местоположение |
Норма запаса, % |
Железнодорожные, |
южнее 60° северной широты в |
до 20 |
водные (речные) |
европейской части страны |
|
|
севернее 60° северной широты |
до 50 |
|
в европейской части страны, в |
|
|
Сибири, на Урале и Дальнем |
|
|
Востоке |
|
Водные (речные) с |
|
до 50*) |
поступлением нефте |
|
|
продуктов только |
|
|
навигационный период |
|
|
*) Вычисляется от среднемесячной потребности в межнавигационный период.
Для трубопроводных нефтебаз и нефтебаз с реализацией менее 1 тыс.т/год страховой запас не устанавливается.
При отсутствии графиков поступления и отгрузки нефтепродук тов необходимый полезный объем резервуарного парка для каждого из них может быть вычислен по следующим формулам:
- для распределительных железнодорожных нефтебаз
О^ 1 Т4 iКV N3lКl Me |
( 1 . |
AV°" ^ |
V = |
1 + |
(2.5) |
30 |
|
100 |
для водных (речных) перевалочных и распределительных нефтебаз
Ч = U 5 Q iK l 1+ |
ду;ст \ |
( 2.6) |
V |
100 |
|