Физико-химические свойства нефтепродуктов.

Министерство образования и науки Республики Казахстан

Казахский национальный технический университет имени К.И.Сатпаева

 

Институт геологии и нефтегазового дела имени К.Турысова

Кафедра «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

 

 

 

Задание по дисциплине

«Магистральные нефтепроводы»

Тема: Проектирование нефтепровода с пропускной способностью 9,1 млн.тонн/год и длиной трубопровода 914км.

 

ВЫПОЛНИЛ: студентгруппы

Жаркимбаева Айгерим

НДб 13-3р

 

 

Доцент Киябаев Серик Нукпиевич

Эл.адрес: [email protected]

 

 

Алматы 2015

Исходные данные:

Исходные данные: физико-химические свойства нефтепродуктов, годовой объем транспортируемого груза, длина трасса, сжатый профиль трассы, разность нивелирных высот начального и конечного пунктов трассы, напорные, качественные и стоимостные параметры насосов, насосных станций и трубопроводов. Остаточный напор в конечных пунктах эксплуатационных участков Н _кп =30 м

Найти:

Оптимальный тип транспортировки, количество насосных станций и точки их расположения в сжатом профиле трассы, внутренного и внешнего диаметров трубы нефтепровода, фактической пропускной способности трубопровода.

 

Дано: вариант 5

; ;

; ;

;

;

.

 

Физико-химические свойства нефтепродуктов.

Приведем основные физические свойства нефти: плот­ность ρ, вязкость ν, сжимаемость, испаряемость и др.

Плотность нефти - это масса единицы объема, при тем­пературе 20°С и атмосферном давлении колеблется от 700 до 1040 кг/м³. Нефть с плотностью ниже 900 кг/м³ называют легкой, выше - тяжелой.

При изменении температуры эти параметры меняются в широких значениях. С ростом температуры уменьшается плотность и вязкость нефти и нефтепродуктов. Зависимость плотности от температуры определяется по формуле Менделеева:

,

где ρ и ρ ₂₉₃ – соответственно плотности нефти при температурах T и 293К, β _р- коэффициент объемного расширения, который определяется из таблицы;

кг/м³;

Вязкость нефти и нефтепродуктов определяется свойством жидкости оказывать сопротивление при их движении по трубопроводам. Зависимость вязкости от температуры определяется по формуле Рейнольдса-Филонова:

,

где u – крутизна вискограммы. Если известны вязкости для двух температур, то

; 1/К

 

мм²/с.

 

К исходным данным задачи проектирования относятся масса нефти, нефтепродуктов G, транспортируемые трубопроводом за год; длинна трассы трубопровода L тр, физико-химические свойства нефти/нефтепродукта, сжатый профиль трассы, разность начальных и конечных нивелирный высот ∆z, рабочая температура, напорные характеристики предполагаемых насосов.

Зная эти исходные данные, можно рассчитать количество нефтеперекачивающих станций, точки их расположения на трассе, внешний и внутренний диаметр трубы трубопровода, фактическую пропускную способность трубопровода.

В первый очередь определяются средние значения суточного Q _сут, часового Q _ч.ср и секундного Q объемных расходов:

.

В этих выражениях Т _р – число рабочих дней трубопровода за год, которое определяется при помощи специальной таблицы в зависимости от объема перевозимого груза (если нет данных, то берется Т _р =350 сутки).

 

м³/с.

Во-вторых, из таблицы данных выбирается внешний диаметр D _н трубы проектируемого нефтепровода в зависимости от длинны трубопровода L и от массы перекачиваемого продукта в год G: D _н = 630мм.

По среднему значению часового расхода Q _ч.ср подбирается марка насоса (то есть из таблицы находится параметры H ₀ и b для магистрального и H ₀₂ и b ₂ подпорного насосов), для номинальной подачи Q _ном которой, должно выполняться следующее условие:

0,8 Q _ном ≤ Q _ч.ср ≤1,2 Q _ном.

Если это условие выполняется для двух типов насоса, то расчеты ведутся в двух вариантах для каждого из насосов в отдельности, выбирается наиболее оптимальный вариант. Максимальное рабочее давление будет на выходе ГНПС, и оно равно:

Р =ρ g (3 h _мн+ H ₂),

здесь h _мн и H ₂ – напоры основного (магистрального) и подпорного насосов при подаче Q _ч.ср. Они вычисляются при помощи формул:

, .

Обычно считается, что в каждой станции есть три последовательно соединенные основные насосы. Согласно условием прочности закрепляющнй арматуры

Р ≤ Р _арм ≈6,4 МПа.

В нашем случае подбирается марка насоса НМ 1250-260 как основной и НПВ 1250-60* как подпорный. Справочные данные по этим типам насосов:

Н o =327,4м,

b =25∙10^-6 ч²/м² (основной) и

Н ₀₂ =77,1м,

b ₂ =11,48∙10^-6 ч²/м² (подпорный).

Далее находим напоры, развиваемые насосами при подаче Q _ч.ср:

= м;

=77,1 – 11,48 м.

Находим номинальное рабочее давление на выходе ГНПС:

Р =ρ g (3 h _мн+ H ₂)= МПа.

 

Типоразмер	Ро-тор	Н 0, м	b, 10-6 ч2/м5
НМ 1250-260	1,25	327,4
НПВ 1250-60*		77,1	11,48

После подбора насоса, рабочее давление которой, удовлетворяет условию прочности, определяется толщина стенки трубопровода, выдерживающей эту давлению:

,

где п - коэффициент надежности по нагрузке (для трубопровода, работающей по схеме «из насоса в насос» п =1,15, а в других случаях п =1,1), R ₁ – расчетное сопротивление металла сжатию (растяжению):

;

R _н1=σ_в – нормативная сопротивление, k ₁ - коэффициент надежности по материалу (задается в таблице, обычно k ₁=1,34÷1,55), k _н - коэффициент надежности по назначению трубопровода (задается в таблице). m - коэффициент условии работы трубопровода. Относительно назначения и диаметров трубы с учетом меры безопастности, магистральные трубопроводы делятся на 5 категорий: В, I, II, III и IV, относительно этих категорий значение m задается в таблице, для линейных участков m =0,9. Пусть для МТП категория II: m =0,75

Выбираем трубу:

Наруж. диаметр, D н, мм	Рабоч. давление Р, МПа	Толщина стенки δ, мм	Марка стали	σвр, МПа	σт, МПа	k 1
	5,4-7,4	8; 9;10;11;12	12 Г2С			1,4

 

мм.

После определения толщины стенки трубопровода внутрений диаметр трубы определяется следующим способом:

D = D _н - 2δ =630 –2∙9=612 мм.

Полные потери напора в трубопроводе для подачи Q _ч.ср находится по формуле:

.

Здесь коэффициент 1,02 учитывают потери напора в местных сопротивлениях (в ответвлениях трубопровода, на задвижках, и т. д.). п _э – количество эксплуатационных участков в трассе, п _э= L/( 400÷600 ), Н _кп – остаточный напор в конечных пунктах эксплуатационных участков, этот напор расходуется при перекачке нефти, или нефтепродуктов в резервуары. В нашем случае: , значить

п _э=2.

Для нахождения функции потеря напора от трений имеется следующий алгоритм:

- определяются переходные числа Рейнольдса:

.

шерховатость внутренней стенки трубы k _э=0,2 мм, отсюда

.

 

- определяется секундная подача:

=0,413 м³/с;

- скорость потока течения жидкости в трубопроводе:

м/с;

- число Рейнольдса:

7548.

- определяется коэффициент гидравлического сопротивления от трения:

, если Re ≤2320 (формула Стокса),

, если 2320 <Re ≤ Re _I (формула Блазиуса),

, если Re _I < Re < Re _II (формула Альтшуля), , если Re ≥ Re _II (формула Шифринсона).

В данном случае 2320 < 7548 < 30600 и используется формула Блазиуса:

≈0,03394.

- потери напора от трения (g =9,8 м/с²):

= 5102,17 м.

Тогда полные потери напора в трубопроводе для подачи Q _ч= Q _ч.ср находится по формуле:

=5387,22 м.

Число нефтеперекачивающих станций (НПС) равно:

=6,12≈7. То есть n =7.

Здесь 272,146 м, =51,728 м.

Найдем фактическую пропускную способность Q _р =Q _ч трубопровода при полученном значении числа станции n. Она (так называемая рабочая точка Q _р) соответствует точному решению уравнении при целом п:

H _нпс(3 п, Q _р) =H (Q _р),

Здесь H _нпс(m _н, Q _ч) = m _н h _мн(Q _ч) + п _э H ₂(Q _ч) - суммарный напор всех станций, m _н=3 п- количество основных насосов, п _э - количество подпорных насосов,

, .

Это трансцендентное уравнение решается графическим способом.

Для получения напорной характеристики трубопровода возьмем несколько значений подачи, расположенных вокруг среднего значения Q _ч.ср и для всех этих значений найдем полные потери в трубопроводе и суммарный напор всех станций.

Отсюда

Q _ч1=1300м³/ч, Q ₁= 0,3612м³/с

Q _ч1=1400м³/ч, Q ₁= 0,3889м³/с

Q _ч2=1500 м³/ч, Q ₂= 0,4167м³/с

Q _ч3=1600 м³/ч, Q ₃= 0,4444м³/с.

 

1. Q _ч1=1300м³/ч, Q ₁= 0,3612м³/с.

м/с;

- число Рейнольдса:

6598,45.

- определяется коэффициент гидравлического сопротивления от трения:

≈0,035105.

- потери напора от трения (g =9,8 м/с²):

= 4032,85 м.

Тогда полные потери напора в трубопроводе для подачи Q _ч= Q _ч.ср находится по формуле:

=4294,51 м.

 

2. Q _ч2=1400м³/ч, Q ₁= 0,3889м³/с.

м/с;

- число Рейнольдса:

7104,82.

- определяется коэффициент гидравлического сопротивления от трения:

≈0,034463.

- потери напора от трения (g =9,8 м/с²):

= 4590,08 м.

Тогда полные потери напора в трубопроводе для подачи Q _ч= Q _ч.ср находится по формуле:

=4864,88м.

 

3. Q _ч2=1500 м³/ч, Q ₂= 0,4167м³/с.

м/с;

- число Рейнольдса:

7612,33.

- определяется коэффициент гидравлического сопротивления от трения:

≈0,033873.

- потери напора от трения (g =9,8 м/с²):

= 5179,05 м.

Тогда полные потери напора в трубопроводе для подачи Q _ч= Q _ч.ср находится по формуле:

=5465,63 м.

 

4. Q _ч2=1600 м³/ч, Q ₂= 0,4444м³/с.

м/с;

- число Рейнольдса:

8118,37.

- определяется коэффициент гидравлического сопротивления от трения:

≈0,03333.

- потери напора от трения (g =9,8 м/с²):

= 5796,08м.

Тогда полные потери напора в трубопроводе для подачи Q _ч= Q _ч.ср находится по формуле:

=6095.01м.

Теперь найдем суммарный напор всех станций при количестве основных насосов, равных m _н=3 п, 3 п -1, 3 п -2 (m _н=3∙7=21, 20, 19) при тех же значениях подач:

H _нпс(m _н, Q _ч) = m _н h _мн(Q _ч) + п _э H ₂(Q _ч), , .

Н ₀ =327,4м, b =25∙10^-6 ч²/м² (основной) и

Н ₀₂ =77,1м, b ₂ =11,48∙10^-6 ч²/м² (подпорный).

Тогда

, .

1. Q _ч1=1300м³/ч.

=285,15.

=57,699.

H _нпс(19,1300) = 19∙ h _мн(1300) + 2∙ H ₂(1300)= 19∙285,15 + 2∙57,699=5533,25

H _нпс(20,1300) = 20∙ h _мн(1300) + 2∙ H ₂(1300)= 20∙285,15 + 2∙57,699=5818,39

H _нпс(21,1300) = 21∙ h _мн(1300) + 2∙ H ₂(1300)= 21∙285,15 + 2∙57,699=6103,55

2. Q _ч2=1400м³/ч.

=278,4.

=54,6.

H _нпс(19,1400) = 19∙ h _мн(1400) + 2∙ H ₂(1400)= 19∙278,4 + 2∙54,6=5398,8

H _нпс(20,1400) = 20∙ h _мн(1400) + 2∙ H ₂(1400)= 20∙278,4 + 2∙54,6=5677,2

H _нпс(21,1400) = 21∙ h _мн(1400) + 2∙ H ₂(1400)= 21∙278,4 + 2∙54,6=5955,6

3. Q _ч3=1500м³/ч.

=271,15.

=51,27.

H _нпс(19,1500) = 19∙ h _мн(1500) + 2∙ H ₂(1500)= 19∙271,15 + 2∙51,27=5254,39

H _нпс(20,1500) = 20∙ h _мн(1500) + 2∙ H ₂(1500)= 20∙271,15 + 2∙51,27=5525,54

H _нпс(21,1500) = 21∙ h _мн(1500) + 2∙ H ₂(1500)= 21∙271,15 + 2∙51,27=5796,69

4. Q _ч4=1600м³/ч.

=263,4.

=47,711.

H _нпс(19,1600) = 19∙ h _мн(1600) + 2∙ H ₂(1600)= 19∙263,4 + 2∙47,711=5100,02

H _нпс(20,1600) = 20∙ h _мн(1600) + 2∙ H ₂(1600)= 20∙263,4 + 2∙47,711=5363,422

H _нпс(21,1600) = 21∙ h _мн(1600) + 2∙ H ₂(1600)= 21∙263,4 + 2∙47,711=5626,822

Полученые результаты занесем в таблицу.

Q ч	Н (Q ч)	H нпс(19, Q ч)	H нпс(20, Q ч)	H нпс(21, Q ч)
	4294,51	5533,25	5818,39	6103,55
	4864,88	5398,8	5677,2	5955,6
	5465,63	5254,39	5525,54	5796,69
	6095,01	5100,02	5363,422	5626,822

Построим график напорных характеристик трубы и насосных станции (Рис.1). Напорные характеристики трубопровода и НПС в данной задаче пересекаются в трех точках (Q _р1, Q _р2, Q _р3). Эти точки показывают фактических пропускных способностей трубопровода при работе 3 п -2, 3 п -1, 3 п числа магистральных насосов. В качестве рабочей точки Q _р берется самая близкая точка к среднему значению Q _ч.ср и не меньшей ее: Q _чi≥ Q _ч.ср (i =1,2,3). То, есть трубопровод будет работать с такой пропускной способностью. Фактическая годовая (массовая) пропускная способность трубопровода тогда будет равным: .

В нашей задаче из графика найдем, что Q _р1=1472; Q _р2=1508; Q _р3=1542; так, как , то Q _р= Q _р2=1508 м³/час и количество магистральных насосов 20 (3-3-3-3-3-3-2).

Напор станции с 3-мя насосами (первые 6 станции):

H _ст.1 = 3∙ =811,6452м.

Напор станции с 2-мя насосами (последние 1 станции):

H _ст.2 = 2∙ =541,0968м.

Теперь делаем расстановку НПС на сжатый профиль трассы.

Q _р1=1508, Q = =0,4189м³/с. м/с;

7652,54.

≈0,033828.

 

Рис.1

Значение гидравлического уклона i _м при учете местных сопротивлений:

=0,00583312.

Для нахождения линий гидравлического уклона рассчитаем местоположение станции с 3-мя и 2-мя насосами в случае горизонтального профиля трассы:

=139,144 м.

=92,762 м.

Тогда и , и образуют прямоугольные треугольники с гипотенузами в виде линий гидравлического уклона. Расстановка НПС в сжатом профиле трассы показана на рис. 2

Из рис. 2 по горизонтали находим расположения НПС (расст. от начального пункта)

х ₁, х ₂, х ₃, х ₄, х ₅, а также расстояния между НПС L ₁, L ₂, L ₃, L ₄, L ₅ (L ₁= х ₁, L ₂= х ₂- х ₁ и т.д.)

Фактическая годовая (массовая) пропускная способность трубопровода: =24∙724,5574∙352∙1508=9230559860,12 кг/год ≈ 9,230 млн.т/год.

 

По действую­щей в настоящее время методике эта задача решается путем сопос­тавления приведенных годовых расходов по различным видам транс­порта, которые состоят из капиталовложения и из эксплуатационных расходов. Оптимальным считается вариант с наименьшими приведенными годовыми расходами. В общем виде приведенные расходы Р (в у.е./год) выражаются формулой:

Р = Э + ЕК,

где Э - эксплуатационные расходы, К - капиталовложения, определяемые для соответствующего вида транспорта, Е - нормативный коэффициент капиталь­ных вложений (для нефтегазовой промышленности Е = 0,12 1/год). Е=1/Т, где Т - нормативный срок окупаемости (для нефтегазовой промыш­ленности Т = 8,3 года).

Эксплуатационные расходы Э различных видов транспорта опре­деляют по одинаковой формуле

Э = SG_годL,

где S - себестоимость перевозок; Gгод - количество (масса) транспорти­руемого нефтепродукта в год; L - длина пути.

При определении капитальных затрат в железнодорожный транс­порт учитывают только дополнительные затраты на расширение парка вагонов-цистерн и локомотивов (тепло- или электровозов):

К_жд=цс_ц+zc_z,

где z - число локомотивов, ц - необходимое число вагонов-цистерн.

:

n_ц - число оборотов ци­стерны за год; Vц - вместимость одной цистерны; ρ - плотность транспортируемого нефтепродукта, nм - число цистерен в маршруте;

n_ц =365/τ_п,

τ_п - полное время оборота одной цистерны:

,

L_жд - расстояние, на которое осуществляют перевозки по же­лезной дороге; l_жд - среднесуточный пробег цистерны, на основа­нии фактических данных принимаемый равным 200...250 км/сут; τ_в - время погрузки и выгрузки; χжд - коэффициент неравномерно­сти работы железнодорожного транспорта, учитывающий возмож­ные задержки цистерны в пути из-за заносов и других непредвиден­ных обстоятельств (χжд = 1...1,5); c_z - стоимость одного тепло- или электровоза (стоимость одного электровоза в зависимости от его мощности принимаем равной 66,8...278 тыс. у.е.., а одного тепловоза - 104...318 тыс. у.е.); с_ц - стоимость одной цистерны (стоимость одной цистерны вместимостью 60 м3 принимаем равной 5,7 тыс. у.е.). В тех случаях, когда ставится вопрос о сооружении новой желез­ной дороги, по которой будут перевозиться преимущественно нефтя­ные грузы, затраты на ее сооружение относят на нефтеперевозку. Стоимость строительства 1 км главного пути однопутной железной дороги составляет 165...260 тыс. у.е., двухпутной - 250...390 тыс. у.е., стоимость сооружения железнодорожной станции достигает 30 млн. у.е. Помимо этого необходимо учитывать затраты на сооруже­ние сливно-наливных коммуникаций на головном и конечном пунктах трассы. Очевидно, что в этом случае следует проводить сравнение по всем видам нефтегрузов, транспортируемых в данном направлении.

 

Капиталовложения в водный транспорт К_в, слагаются из суммы затрат на сооружение дополнительного количества емкостей для перевозки нефти К_6р, силовых установок К₆ и необходимой береговой емкости K_V, т.е

К_в= К_6р+ К_б + K_V.

Затраты на сооружение емкостей:

К_6р=с_6рГ,

где с_6р- стоимость единицы грузоподъемности танкера (с6р=35...45 у.е./т); Г - общая грузоподъемность всех танкеров, необходимых для заданного грузопотока:

Г = G_год/ n_6р,

n_6р - число рейсов (оборотов) в год одной баржи, определяемое по формуле:

n_6р = τ_н /τ_п,

τ_н - продолжительность навигационного периода; τ_п - полное время оборота одной баржи (танкера):

.

Здесь L_в - расстояние, на которое осуществляют перевозки по воде; l1, l2 - суточный ход танкеров соответственно вверх и вниз по течению (в простых расчетах для примера принимать: против течения в пределах 95-105, по течению - 190-220 км/сут); τ_в - время погрузки и выгрузки; χ_в - коэффициент неравномерности работы водного транспор­та, обусловленный задержками (χ_в=1...1,5). Для речных танкеров средняя скорость движения может быть принята равной 350 км/сут.

Стоимость силовых установок составляет:

К_б=с_бN_б,

где с₆ - стоимость единицы мощности силовых установок (в пределах 1,8...2,6 тыс. у.е./кВт); N6 - необходимая мощность силовых установок:

N₆=р_бГ,

где р₆ - мощность, необходимая для буксировки единицы груза (в пределах 0,06-0,12 кВт/т).

Капиталовложения на сооружение необходимой береговой емкости (для хранения нефти в ненавигационный период):

K_v=c_pV₀,

где с_р - стоимость единицы емкости (с_р=10...20 у.е/м3); V₀ -практический объем установленных резервуаров при известном тео­ретическом объеме всех резервуаров (для задач принимается V≈1,05∙ V₀):

η_p -коэффициент заполнения емкости.

 

Капиталовложения в трубопроводный транспорт К_тр складыва­ются из затрат на сооружение линейной части трубопровода Кл, затрат на сооружение головной, промежуточной насосных станций и резервуарного парка:

К_тр=К_л+ С_ГНС +(n-l)С_ПНС +V_pc_p.

Здесь С_ГНС, С_ПНС - стоимость сооружения соответственно головной и промежуточной насосных станций; п - общее число насосных станций; V_p - необходимая вместимость резервуаров; ср -стоимость 1 м³ установленной емкости. Стоимость 1 м³ емкости с_р для сопоста­вительных расчетов с учетом технологических трубопроводов и вспо­могательных сооружений ориентировочно можно принимать равной 20 руб/м³.

Число насосных станций п определяют из технологическо­го расчета или оценивают ориентировочно из условия, что на каждые 100... 150 км трубопровода приходится одна насосная станция.

Капитальные затраты в линейную часть определяют по выражению:

К_л=с_лL_тр,

где L_тр - длина трубопровода; с_л - затраты на сооружение 1 км линейной части трубопровода.

Решение:

Эксплуатационные расходы Э железнодорожного транспорта опре­деляют по одинаковой формуле

Э_жд = S_ждG_годL_жд,

Здесь:

S_жд=33∙10–4 у.е/(т∙км), Lжд=987км.

Э_жд=33∙10–4∙9,1млн∙987=29,63961млн.у.е./год.

τп - полное время оборота одной цистерны:

,

 

nц - число оборотов ци­стерны за год; Vц - вместимость одной цистерны; ρ - плотность транспортируемого нефтепродукта, nм - число цистерен в маршруте;

где z - число локомотивов, ц - необходимое число вагонов-цистерн.

:

 

При определении капитальных затрат в железнодорожный транс­порт учитывают только дополнительные затраты на расширение парка вагонов-цистерн и локомотивов (тепло- или электровозов):

млн у.е.

Р – приведенные расходы железнодорожного транспорта:

 

Р = Э + ЕК =29,63961+0,12 64,78206=37,41345 млн.у.е./год.

 

Эксплуатационные расходы Э железнодорожного транспорта опре­деляют по одинаковой формуле

Э_в = S_вG_годL_в,

Тогда S_в=17∙10–4 у.е./(т∙км), L_в=990км.

Э_в=17∙10–4∙9,1млн∙990=15,3153 млн.у.е./год.

 

τ_н - продолжительность навигационного периода; τп - полное время оборота одной баржи (танкера):

n_6р - число рейсов (оборотов) в год одной баржи, определяемое по формуле:

Г - общая грузоподъемность всех танкеров, необходимых для заданного грузопотока:

 

т.

Затраты на сооружение емкостей:

где с_6р- стоимость единицы грузоподъемности танкера (с_6р=35...45 у.е./т)

К_бр=с_брГ=40∙42067307 =16,826922 млн.у.е.

 

N₆ - необходимая мощность силовых установок:

где р₆ - мощность, необходимая для буксировки единицы груза (в пределах 0,06-0,12 кВт/т).

N₆=0,1∙420673=42067,3 кВт.

 

Стоимость силовых установок составляет:

где с₆ - стоимость единицы мощности силовых установок (в пределах 1,8...2,6 тыс. у.е./кВт);

К_б=2000∙42067,3=84,1346млн.у.е.

Капиталовложения на сооружение необходимой береговой емкости (для хранения нефти в ненавигационный период):

K_v=20∙1,05∙1515647=318,285млн.у.е.

где с_р - стоимость единицы емкости (с_р=10...20 у.е/м³); V₀ -практический объем установленных резервуаров при известном тео­ретическом объеме всех резервуаров (для задач принимается V≈1,05∙ V₀):

 

Капиталовложения в водный транспорт К_в, слагаются из суммы затрат на сооружение дополнительного количества емкостей для перевозки нефти К_6р, силовых установок К₆ и необходимой береговой емкости K_V, т.е

 

К_в= 16,826922+84,1346+318,285=419,24652млн.у.е.

Р – Приведенные расходы водного транспорта:

Р= 15,3153+0,12∙419,24652=65,624млн.у.е./год.

 

Капиталовложения в трубопроводный транспорт если G =9,1 млн.т/год, D_н =D_н2 =630 мм диаметр. D_н1 =529 мм и D_н2 =720 мм диаметры. Рабочий день за один год = 350дней. В первый очередь определяются средние значения годового Q_год, суточного Q_сут, часового Q_час, секундного Q объемных расходов:

 

Q_год=G/ρ=9,1∙109/724,5574≈12,55939 млн.м³/год

Q_сут=Qгод/350=35883,4 м³/сут;

Q_час=Qсут/24≈1495,141 м³/час;

Q=Q_час/3600≈0,415316 м³/с.

V_p=3Q_т=3∙35883,4 =2,153004млн.у.е..

а) D_н1 =529 мм

Эксплуатационные расходы Э трубопроводного транспорта опре­деляют по одинаковой формуле

Э_тр = =S_трGL_тр.

S_тр1=13∙10–4 у.е./(т∙км), S_тр2=9,4∙10–4 у.е./(т∙км), S_тр3=8,2∙10–4 у.е./(т∙км);

Тогда Э_тр1 = S_тр1GL_тр =13∙10–4 ∙9,1∙106∙914≈10,8126 млн.у.е.

Э_тр2 = S_тр2GL_тр =9,4∙10–4 ∙9,1∙106∙914≈7,8183 млн. у.е.

Э_тр3 = S_тр3GL_тр =8,2∙10–4 ∙9,1∙106∙914≈6,8202 млн. у.е.

б) ищем xисло станций к каждому диаметру

1. D_н1 =529 мм, D =Dн–2δ=529–2∙10=509мм;

 

 

- определяются переходные числа Рейнольдса:

.

шерховатость внутренней стенки трубы k _э=0,2 мм, отсюда

.

В данном случае 2320 < Re ≤ ReI, то m=0,25; А=0,3164; β=0,0246;

Тогда число станций равно:

,

 

2. D_н2 =630 мм, D =Dн–2δ=630–2∙10=610мм;

3. D_н3 =720 мм, D =Dн–2δ=720–2∙10=700мм;

в) с_л1=56,6 тыс у.е./км, С_ГНС1=5418 тыс у.е., С_ПНС1=1926 тыс у.е.,

с_л2=71,0 тыс у.е./км, С_ГНС2=6730 тыс у.е., С_ПНС2=2012 тыс у.е.,

с_л3=77,5 тыс у.е./км, С_ГНС2=8077 тыс у.е.,С_ПНС3=2170 тыс у.е.

 

число станций: n₁≈13,962≈14; n₂≈5,909≈6; n₃≈3,073≈4;

 

Капитальные затраты в линейную часть определяют по выражению:

К_л=с_лL_тр,

К_л1=с_л1L_тр=56,6∙914≈51732,4 тыс.у.е.≈ 51,7324 млн. у.е.

К_л2= с_л2L_тр =71,0∙914≈ 64894 тыс.у.е.≈ 64,894 тыс.у.е

К_л3= с_л3L_тр =77,5 ∙914≈ 70835 тыс.у.е б.≈ 70,835 тыс.у.е

 

К_нс1=С_ГНС1 +(14–l)С_ПНС1 +V_pc_p=5,418+13∙1,926+2,153004=30,458 млн.у.е.

К_нс2=С_ГНС2 +(6–l)С_ПНС2 +V_pc_p =6,730+5∙2,012+2,153004=16,792 млн. у.е.

К_нс3=С_ГНС3 +(4–l)С_ПНС3 +V_pc_p =8,077+3∙2,170+2,153004=14,589 млн. у.е.

К_тр1=К_л1+К_нс1=51,732+30,458=82,190млн. у.е.

К_тр2=К_л2+К_нс2=64,894+16,792=81,686млн. у.е.

К_тр3=К_л3+К_нс3=70,835+14,589=85,424млн. у.е.

 

Тогда приведенные расходы трубопроводного транспорта

 

Р₁ = Э₁ + ЕК₁=10,8126+0,12∙82,1904≈20,675448 млн.у.е.

Р₂ = Э₂ + ЕК₂= 7,8183+0,12∙81,686≈17,62062 млн.у.е

Р₃ = Э₃ + ЕК₃= 6,8202+0,12∙85,424≈17,07108 млн.у.е

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

В процессе данного задания было определено количество насосных станций и точки их расположения в сжатом профиле трассы; внутренного и внешнего диаметров трубы нефтепровода с фактической пропускной способности трубопровода указанного в исходных данных.

Послесловие: данное задание выполнено студентом и в нем может быть неточности. Рис.1 и 2 должны выполняться на мм – й бумаге.

 

 

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: