Выбор насосного оборудования и определение количества насосных станций.

Исходные данные

1. Годовой объем перекачки 32,5 млн.т.

2. Способ прокладки – подземный (1-й терр. р-н)

3. Плотность при 20˚C 820 кг/м³

4. Коэффициент кинематической вязкости нефти:

· 21 сСт при 0˚С

· 16 сСт при 20˚С

5. Минимальная температура грунта:

· -3˚С на глубине 1,0 м

· 0˚С на глубине 1,6 м

6. Максимальная температура грунта:

· +6˚С на глубине 1,0 м

· +2˚С на глубине 1,6 м

7. Данные для построения сжатого профиля трассы.

Предварительный расчет

1) Определяем производительность нефтепровода. При определении расчётной пропускной способности режим работы магистральных нефтепроводов должен приниматься непрерывным, круглосуточным. Расчётное время работы магистрального нефтепровода (фонд рабочего времени) с учётом остановок на регламентные и аварийно-восстановительные работы должно приниматься равным 8400 часов или 350 дней в году.В соответствии с РД 153-39.4-113-01 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов», производительность нефтепровода определяется с учетом коэффициента неравномерности перекачки. Для однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов, этот коэффициент .

(млн. тонн/год),

где G - годовой объем перекачки, млн.т.

В соответствии с РД 153-39.4-113-01 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов», исходя из годового объема перекачки, определяем по таблице «Наружный диаметр трубопровода» (РД-23.040.00-КТН-110-07 (табл. 6.2)).

Таблица 1. Выбор диаметра ТП.

Расчет основных параметров будем производить для минимальной и максимальной температур на глубине заложения до оси трубопровода. Расстояние от верхней образующей трубы до поверхности земли для диаметров более 1000 мм равно 1 м, до 1000 мм. – 0,8м. (СНИП 2.05.06-85* (раздел 5))

2) Построим графики распределения температуры по глубине заложения, считая, что распределение линейно.

Таблица 3. Расчет глубины заложения.

Коэффициент вискограммы.

0,013597 ,

где - вязкость нефти при температуре , сСт; - вязкость нефти при температуре , сСт.

Определим расчётные значения плотности и вязкости перекачиваемой нефти на глубине приблизительно 1 м. После окончательного выбора диаметра нефтепровода и глубины заложения значения плотности и вязкости нефти будут пересчитаны. Расчет производится по среднемесячной температуре по каждому месяцу. Будем считать, что распределение температуры по глубине грунта линейное. С помощью MS Excel построим графики распределения температур по месяцам для глубины заложения нефтепровода 1м:

Таблица 4. Распределение температур по месяцам.

После окончательного выбора диаметра нефтепровода и глубины заложения значения плотности и вязкости нефти будут пересчитаны. Расчет производится по среднемесячной температуре по каждому месяцу. Будем считать, что распределение температуры по глубине грунта линейное.

Расчетное значение вязкости равно:

, где

– вязкость по каждому месяцу.

Таблица 5. Распределение вязкости по месяцам.

21,87	21,43	21,00	20,58	20,16	19,75	19,35	19,75	20,16	20,58	21,00	21,43

Расчетное значение плотности равно:

, где

– плотность по каждому месяцу,

– температурная поправка для плотности при 20ºC, равной

(из ГОСТ 3900-85)

Таблица 6. Плотность согласно ГОСТ 3900-85

Плотность ,	Коэффициент ,	Плотность ,	Коэффициент ,
700-719	0.001225	820-839	0.000882
720-739	0.001183	840-859	0.000831
740-759	0.001118	860-879	0.000782
760-779	0.001054	880-899	0.000734
780-799	0.000995	900-919	0.000688
800-819	0.000937	920-939	0.000645

836,63	835,55	834,46	833,38	832,30	831,21	830,13	831,21	832,30	833,38	834,46	835,55

Таблица 7. Распределение плотности по месяцам.

Секундная пропускная способность нефтепровода:

.

Суточная пропускная способность нефтепровода:

.

Рассчитаем объем резервуарных парков.

Головная нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода должна располагать емкостью в размере от двухсуточной до трехсуточной производительности нефтепровода.

На НПС с емкостью, расположенных на границе эксплуатационных участков, а также в месте перераспределения потока нефти между нефтепроводами должна предусматриваться резервуарная емкость в размере 0,3-0,5 суточной производительности нефтепроводов. При выполнении приемосдаточных операций на НПС резервуарная емкость должна быть в пределах 1,0-1,5 суточной производительности нефтепровода.

Резервуарный парк в начале эксплуатационного участка:

,

.

Для комплектации резервуарных парков выбираем резервуары РВСп-50000 (вертикальные стальные на 50тыс.м³ с понтоном). Коэффициент использования емкости равен 0.85.По приведенным выше расчетам устанавливаем следующее количество резервуаров: 9 штук.

Скорость прохождения нефти по нефтепроводу:

Одно из полученных значений скорости (V₁) превышает предельное значение V₁> 3,0 )

Число Рейнольдса:

;

.

Согласно РД 153-39.4-113-01 в расчетах гидравлических потерь коэффициент гидравлического сопротивления должен определяется в зависимости от числа Рейнольдса. При найденных выше числах Рейнольдса коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается по формуле:

Для выбранных диаметров коэффициент гидравлического сопротивления равен:

;

;

Гидравлический уклон:

Длина участка нефтепровода:

,

где – соответственно координата первой и последней точек трассы нефтепровода, км.

Потери напора на трение на всем участке нефтепровода:

h = 1.02 i·L+Dz,где

Δz =180-134= 46 м – разность отметок конца и начала трубопровода;

1.02 - коэффициент, учитывающий местные сопротивления в трубопроводе, принимаем потери напора на местные сопротивления 2% от потерь на трение.

h₂ =1.02^.0.008837·519·10³ +46 = 4724,248 м;

h₃ =1.02^.0.003062·519·10³ +46 = 1666,917м.

Выбор насосного оборудования и определение количества насосных станций.

Найдем часовую пропускную способность:

В соответствиис каталогом «Центробежные нефтяные магистральные и подпорные насосы», ЦИНТИхимнефтемаш, 1973 г. выберем насосы НМ 5000-210(450)-а и НМ 7000-210(475)-б. Им соответствуют следующие технические характеристики:

Таблица 8. Характеристики насосов магистральных.

Дифференциальный напор агрегата при существующей подаче:

.

Определим количество НПС на участке нефтепровода.

Выбираем стандартную схему НПС: 3 агрегата основные и 1 резервный.

;

;

;

;

Таблица 9. Возможные варианты компоновки:

Экономический расчет

Проводим сравнение двух вариантов конструкции нефтепровода по приведённым затратам и выбираем наилучший, т.е. тот, у которого приведённые затраты будут наименьшими.

Приведенные затраты рассчитываются по формуле:

S = где

– нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений, ;

K – капитальные затраты, млн. руб.;

Э – эксплуатационные расходы, млн. руб./год.

Капитальные затраты определяются по формуле:

K = ( , где

капитальные затраты на строительство линейной части и нефтеперекачивающих станций соответственно, млн. руб.;

поправочный коэффициент, учитывающий надбавку на топографические условия трассы,

коэффициент, учитывающий территориальный район прохождения трассы,

Капитальные вложения в линейную часть определяются по формуле:

где

удельные капитальные вложения на 1 км трубопровода (стоимость труб с изоляционным покрытием + СМР), млн. руб./км;

L - длина расчетного участка нефтепровода, км.

Удельные капитальные вложения в линейную часть равны:

77.5 млн. руб./км;

млн. руб./км.

Капитальные вложения в линейную часть определяются по формуле:

= 42082.5 млн. руб./км;

млн. руб./км.

Капитальные вложения в НПС определяются по формуле:

где

– соответственно стоимость одной НПС без резервуарного парка и с резервуарным парком, млн. руб.;

– соответственно число НПС без резервуарного парка и с резервуарным парком.

На проектируемом участке находится 1 головная нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком из N резервуаров. Стоимость 1 резервуара РВСп – 50000:

650 [млн.руб]

Стоимость нефтеперекачивающей станции без резервуарного парка:

,

Стоимость нефтеперекачивающей станции, оборудованной резервуарным парком, млн. руб.:

где

– объем резервуарного парка, располагающегося на нефтеперекачивающей станции.

Стоимость головной нефтеперекачивающей станции:

Следовательно, капитальные вложения в нефтеперекачивающие станции составят:

2700∙(N-1)+8550

Таблица10. «Капиталовложения в НПС»

Подставляя численные значения параметров в формулу, определяем общие капиталовложения:

Таблица 11. «Общие Капиталовложения»

Эксплуатационные расходы определяют по следующей формуле:

Э = + (1.21)

где – годовые отчисления в долях единицы на амортизацию станций (α₁=6.5% от капитальных затрат на сооружение НПС);

годовые отчисления на амортизацию линейной части (α₂ = 3.0% от капитальных затрат на трубопровод);

– годовые расходы на текущий ремонт станций (α₃ = 1.3% от капитальных затрат на сооружение НПС);

годовые расходы на текущий ремонт трубопровода (α₄ = 0.3% от капитальных затрат на трубопровод);

млн.руб./НПС;

стоимость потерь нефти при транспортировке и хранении:

млн.руб./НПС;

млн.руб./НПС;

– затраты на электроэнергию.

– прочие расходы, принимаются 20% в составе эксплуатационных расходов;

Затраты на электроэнергию определяются по формуле

где G - годовой объём перекачки, т/год;

напор, развиваемый одной станцией, м,

коэффициент, учитывающий снижение расхода электроэнергии при сезонном регулировании перекачки (принимаем = 1.0);

При данном расходе КПД насосов составляет 97%;

КПД электродвигателя 95%;

стоимость 1 кВт∙ч, принятая в расчетах равной 1.7 руб.(кВт. ч)^-1;

расход электроэнергии на собственные нужды насосных станций;

Расход электроэнергии на собственные нужды:

кВт∙ч/год;

n - количество нефтеперекачивающих станций.

Подставляя численные значения в формулу, определяем затраты на электроэнергию.

Подставляя численные значения параметров, определяем общие эксплуатационные расходы.

Таблица 12. Общие эксплуатационные расходы.

Подставляя найденные численные значения параметров, определяем приведенные затраты:

Таблица 13. Приведенные затраты.

Из выше сделанных расчетов выбираем вариант с наименьшими приведенными затратами. Видно, что наименьшим приведенным затратам для участка соответствует вариант трубопровода наружным диаметром 1020 мм и НПС, оснащенными насосами б-НМ-7000-210.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: