1470

4.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;

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

= 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.

соответствии с нормами технологического проектирования прини­ маем, что эксплуатационный участок один, т.е. пэ = 1.

Вместимость резервуаров на конечном пункте по формуле (2.1)

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

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

5.Число оборотов цистерны за год по формуле (1.24)

б.Необходимое число вагонов-цистерн модели 15-897 (табл. 1.12) по формуле (1.23)

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

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

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,

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

более экономичным является трубопроводный транспорт нефти, так как в этом случае приведенные годовые затраты наименьшие.

44

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)

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

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 .

В соответствии с нормами технологического проектирования (табл. 2 .1) суммарный объем резервуарных парков в системе магист­ рального нефтепровода равен:

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

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

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

47

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).

*) 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

для водных (речных) перевалочных и распределительных нефтебаз

48

- для водных (речных) нефтебаз с поступлением нефтепродук­ тов только в навигационный период

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

49