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

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%

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 К_тр, (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.

К_тр - 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 = С_гнс + (n₀ - 1) С_лнс, (22)

где n₀ - число перекачивающих станций;

С_гнс, С_лнс - 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, м	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 Промежуточной
0,7-1,1	НМ-125-550	1835 1230
1,1-1,5	НМ-180-500	1924 1290
1,5-2,1	НМ-250-475	2043 1370
2,1-З,1	НМ-360-460	2551 1710
З,1-4,3	НМ-500-300	2834 1900
4,3-7,1	НМ-710-280	3326 2230
7,1-10,7	НМ-1250-260	4791 3212
10,7-15,4	НМ-1800-240	4997 3350
15,4-21,4	НМ-2500-230	5322 3568
21,4-30,8	НМ-125-550	1835 1230
21,4-30,8	НМ-3600-230	5815 3965
30,8-42,8	НМ-5000-210	6134 4406
42,8-60	НМ-7000-210	6817 4896
60-85,7	НМ-10000-210	8520 6115
85,7-92,6	НМ-10000-210	8967 6437

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.