Транспорт нефти и газа

Содержание
1. Транспорт нефти и газа
1.1 Краткая история развития способовтранспорта энергоносителей
1.2 Железнодорожный транспорт
1.3 Водный транспорт
1.4 Автомобильный транспорт
1.5 Трубопроводный транспорт
2. Область применения различных видовтранспорта
3. Определение экономически наиболеевыгодного диаметра трубопровода
Приложение
Список литературы
/>1. Транспорт нефти игаза/>1.1 Краткая историяразвития способов транспорта энергоносителей
Нефть издавна транспортировали от мест добычи к местампотребления.
Археологи установили, что за 6000 лет до н.э. на берегуЕвфрата в Иди существовал древний нефтяной промысел. Добытая нефть, в частности,переправлялась вниз по Евфрату к городу Ур и применялась в строительном деле. Дляперевозки нефти по реке строились специальные наливные сосуды. Грузоподъемностьэтих древних «танкеров» достигала 5 т.
Издавна нефть хранили и перевозили в специальных сосудах. Так,нефть с территории бывшего Тмутараканского княжества Киевской Руси (Таманскийполуостров) вывозилась византийскими кораблями в амфорах. Именно таманскаянефть использовалась византийцами для изготовления их грозного боевого оружия — «греческого огня».
После разорения Константинополя крестоносцами и последующегокрушения Византийской империи спрос па нефть упал и тмутараканские промыслыбыли надолго забыты. Позднее основным поставщиком нефти стал район Баку. Перевозилиее на верблюдах или арбах в кожаных мешках (бурдюках) в различные районы — вШемаху, Гилян и даже в Западную Европу.
Во времена царствования Бориса Годунова (1598...1605 гг.) нефтьпривозили в Москву из Печорских лесов с реки Ухты в бочках. Бочки различногоразмера длительное время служили емкостями для перевозимой нефти на трактах ина водных путях как в нашей стране, так и за рубежом.
Первая в России инструкция о правилах перевозки нефти насудах по Каспию и Волге была утверждена Петром Iв 1725 г. Использовались для этих целей сухогрузы — гребные,парусные и паровые суда, на которые нефть грузилась в амфорах или бочках. Первыенефтеналивные суда, отличающиеся тем, что в их трюме размещались специальныеемкости для налива нефти, появились в конце XIX века,когда на нее резко возрос спрос. В 1873 г. братья Артемьевы приспособили подналив нефти деревянную парусную шхуну «Александр». А первым в миреметаллическим нефтеналивным судном стал пароход «Зороастр», построенныйв 1878 г. по русскому проекту на шведской верфи. Для обеспечения пожарнойбезопасности его грузовые трюмы (танки) были отделены от машинного отделениядвойной перегородкой, внутрь которой заливалась вода. Пароход «Зороастр»грузоподъемностью 250 т, ходивший по Каспийскому морю, стал первым в миретанкером. В 1882 г. российскими инженерами был создан танкер «Спаситель»,машинное отделение которого впервые в мировой практике было вынесено на корму — так, как это делается теперь у современных танкеров.
Большую роль в развитии отечественного нефтеналивного флотасыграл выдающийся русский инженер В.Г. Шухов. Под его руководством в Саратовебыли построены первые речные нефтеналивные баржи русского проекта. Впервые вмире они собирались из отдельных секций, что позволило сократить сроки спускабарж со стапелей.
Железнодорожную цистерну придумали американцы. К началу нефтянойлихорадки территория США уже была покрыта сетью железных дорог. Поэтому вполнеестественно, что эта сеть стала использоваться для транспортирования нефти. Русскиевладельцы железных дорог долго сопротивлялись применению железнодорожныхцистерн, с одной стороны, справедливо опасаясь пожароопасное™ нефти, а с другой- учитывая, что кпд цистерн составляет 50%, т.к груз перевозится только в одномнаправлении, а в обратную сторону цистерны движутся порожняком. Однако ихдостоинства — значительная грузоподъемность, возможность быстрой разгрузки изаполнения цистерн в конце концов сделали свое дело. В 1872 г. мастерскимиМосковско-Нижегородской железной дороги были изготовлены первые в России железнодорожныенефтеналивные цистерны.
В 1863 г.Д.И. Менделеев, посетивший нефтеперегонный завод В.А.Кокорева близ Баку, предложил использовать трубопровод для перекачки нефти отнефтяных колодцев до завода и от завода до причала на Каспийском море. Тогдаего предложение не было осуществлено.
А в 1865 г. в США фирмой «Стандарт ойл» былпостроен первый в мире нефтепровод диаметром 50 мм и длиной 6 км. «Американцыкак бы подслушали мои мысли», — с некоторой горечью писал впоследствии ДмитрийИванович.
Строительство первого в мире нефтепровода было осуществленос целью сбить высокие железнодорожные тарифы на перевозку нефти. Сама же идеятранспортирования жидкостей по трубам не являлась новой.
Еще в пятом тысячелетии до нашей эры китайцытранспортировали воду по бамбуковым трубам на рисовые поля.
5000 лет назад в древнеиндийском городе Мохенджо-Даро стокииз некоторых домов отводились по глиняным трубам.
В Древнем Египте добываемая из глубоких колодцев водаотводилась по деревянным, медным и свинцовым трубам.
В Кносском дворце на о. Крит за 2000 лет до н.э. терракотовыетрубы использовались для водоснабжения и отвода сточных вод.
В Древнем Риме свинцовые трубопроводы использовались для подачипитьевой воды и снабжения водой общественных бань. Самый крупный из них имелдлину 91 км.
В XI веке был сооружен водопровод издеревянных труб для подачи воды в Новгород из р. Волхов. Внутренний диаметртруб составлял 140 мм, а наружный — 300 мм. Подобные деревянные водопроводысуществовали и в других городах России, в частности, в Бугуруслане и в Тюмени.
Первый напорный водопровод на Руси был построен в МосковскомКремле в 1631...1633 гг.: по свинцовым трубам при помощи водоподъемной машинывода подавалась в различные службы.
Современные способытранспортирования нефти, нефтепродуктов и газа
В настоящее время для транспортирования энергоносителейиспользуют железнодорожный, водный, автомобильный и трубопроводный транспорт.
 1.2 Железнодорожный транспорт
Транспортирование энергоносителей по железной дороге производитсяв специальных цистернах или в крытых вагонах в таре.
Конструктивно цистерна состоит из следующих основных частей(рис.1): рамы 7, ходовой части 6, ударнотяговых устройств 5, тормозного оборудования8, котла 4, внутренней 3 и наружной 10 лестниц, устройств крепления котла краме 11, горловины 1 и сливного прибора 9, предохранительной арматуры 2.
/>
Рис.1 Цистерна для перевозки бензина и светлыхнефтепродуктов (модель15-1443): 1-горловина, 2-предохранительная арматура,3-внутренняя лестница,4-котел, 5-ударнотяговые устройства, 6 — ходовая часть,7-рама, 8-тормозноеоборудование, 9-сливной прибор, 10-наружная лестница,11-устройства крепления котла к раме.
Рама служит для восприятия тяговых усилий, ударов вавтосцепку, а также инерционных сил котла, возникающих при изменении скоростидвижения цистерны. По типу ходовой частиразличают 4-х и 8-миосные цистерны (рис.2).
/>
Рис.2 Восьмиосная цистерна для бензина (модель15-1500)
На большинстве цистерн устанавливается бессекционный котел,который состоит из цилиндрической части и двух днищ. Котел крепится к раме спомощью специальных болтов, а по краям — четырьмя хомутами с муфтами инатяжными болтами. В верхней части котла цистерн для нефти и нефтепродуктовсмонтирован колпак с люком, предназначенный для их загрузки, а в нижней — сливнойприбор для их выгрузки. Загрузка и выгрузка сжиженных газов производится черезспециальные патрубки с вентилями. Предохранительная арматура служит, восновном, для предотвращения разрушения котла цистерн при повышении давления.
Различают следующие виды цистерн. Цистерны специальногоназначенияв основном предназначены для перевозки высоковязких ивысокопарафинистых нефтей и нефтепродуктов. Цистерны с паровой рубашкойотличаются от обычных тем, что нижняя часть у них снабжена системойпарового подогрева с площадью поверхности нагрева около 40 м2. Цистерны-термосыпредназначены для перевозки подогретых высоковязких нефтепродуктов; онипокрыты тепловой изоляцией, а внутри котла у них установлен стационарныйтрубчатый подогреватель с поверхностью нагрева 34 м2. Цистерныдля сжиженных газов рассчитаны на повышенное давление (для пропана — 2 МПа,для бутана — 8 МПа).
Объем котла современных цистерн составляет от 54 до 162 м3,диаметр — до 3,2 м.
В качестве тары при перевозке нефтегрузов в крытых вагонахиспользуются бочки (обычно 200 литровые) и бидоны. В бочках транспортируютсясветлые нефтепродукты и масла, а в бидонах — смазки.
Достоинствами железнодорожного транспорта являются:
1) возможность круглогодичного осуществления перевозок;
2) в одном составе (маршруте) могут одновременноперевозиться различные грузы;
3) нефть и нефтепродукты могут быть доставлены в любой пунктстраны, имеющий железнодорожное сообщение;
4) скорость доставки грузов по железной дороге примерно в 2раза выше, чем речным транспортом.
К недостаткамжелезнодорожного транспортаотносятся:
1) высокая стоимость прокладки железных дорог;
2) увеличение загрузки существующих железных дорог и какследствие — возможные перебои в перевозке других массовых грузов;
3) холостой пробег цистерн от потребителей нефтегрузов к ихпроизводителям.
 1.3 Водный транспорт
Широкое применение водного транспорта в нашей странепредопределено тем, что по протяженности водных путей Россия занимает первое местов мире. Длина береговой морской линии России, включая острова, составляет около100 тыс. км. В нашей стране свыше 600 крупных и средних озер, а суммарнаяпротяженность рек составляет около 3 млн. км. Каналы имени Москвы,Волго-Донской, Беломорско-Балтийский и Волго-Балтийский связывают водные путиЕвропейской части России и порты Балтийского, Белого, Каспийского, Азовского иЧерного морей.
Для перевозки нефтегрузов используются сухогрузные иналивные суда. Сухогрузными судамигруз перевозитсянепосредственно на палубе (в основном, в бочках). Нефтеналивные судаперевозятнефть и нефтепродукты в трюмах, а также в танках (баках), размещенных на палубе.
Различают следующие типы нефтеналивных судов:
1) танкеры морские и речные;
2) баржи морские (лихтеры) и речные.
Танкер— это самоходное судно, корпус которогосистемой продольных и поперечных переборок разделен на отсеки. Различаютносовой (форпик), кормовой (ахтерпик) и грузовые отсеки (танки). Дляпредотвращения попадания паров нефти и нефтепродуктов в хозяйственные имашинное отделения грузовые танки отделены от носового и кормового отсековспециальными глухими отсеками (коффердамами). Для сбора продуктов испарения нефтегрузови регулирования давления в танках на палубе танкера устроена специальнаягазоотводная система с дыхательными клапанами.
Все грузовые танки соединены между собой трубопроводами,,проходящими от насосного отделения по днищу танка. Кроме того, они оборудуютсяподогревателями, установками для вентиляции и пропаривания танков, средствамипожаротушения и др.
Речные танкерыв отличие от морских имеютотносительно небольшую грузоподъемность.
Баржи отличаются от танкеров тем, что не имеютсобственных насосов.
Морские баржи(лихтеры) обычно служат дляперевозок нефти и нефтепродуктов когда танкеры не могут подойти непосредственнок причалам для погрузки-выгрузки. Их грузоподъемность составляет 10000 т и более.
Речные баржислужат для перевозкинефтепродуктов по внутренним водным путям. Поэтому их корпус менее прочен, чему морских барж. Они бывают самоходными и несамоходными. Последние перемещаютсябуксирами.
Долгое время грузоподъемность танкеров увеличивалась оченьмедленно. К началу 50-х годов она составляла в среднем 15 тыс. т. Однако уже к1966 г. более трети мирового нефтеналивного флота составляли танкеры грузоподъемностью30 тыс. т и выше. В последующем были построены супертанкеры грузоподъемностьюсвыше 100 тыс. т. Лидировала в этой области Япония. Грузоподъемность еетанкеров росла буквально с каждым годом: «Ниссо-мару» — 130 тыс. т,«Токио-мару» — 150 тыс. т, «Идемицу-мару» — 205 тыс. т,«Ниссеки-мару» — 377 тыс. т, «Глобтик-Токио» — 477 тыс. т,«Глобтик-Тэнкерз» — 700 тыс. т. Размеры танкеров и их количествопродолжали расти до начала 80-х годов. За период с 1976 по 1980 гг. былопостроено 126 супертанкеров со средней грузоподъемностью более 240 тыс. т. Ноза последующее пятилетие было построено только 5 судов этой серии. Более 60%супертанкеров сегодня поставлено на прикол и используется в качестве плавучиххранилищ нефти и воды.
Дело в том, что супертанкеры во многом стали порождениемнестабильной политической ситуации в мире, связанной с нападением Израиля наЕгипет и последующим закрытием Суэцкого канала. Западные страны, практическицеликом зависящие от импорта нефти, вынуждены были спешно начать строить супертанкеры,которые огибали мыс Доброй Надежды, перевозя за рейс сотни тысяч тонн жидкоготоплива. Когда же Суэцкий канал был вновь открыт надобность в супертанкерахотпала. С другой стороны, каждый супертанкер представляет собой большуюэкологическую опасность для окружающей среды. В марте 1967 г. у берегов Англиипотерпел аварию супертанкер «Торри Кэньон» и в море вылилось 30 тыс. тнефти. Это привело к загрязнению пляжей на протяжении многих километров, гибливодоплавающие птицы, задыхалась рыба. В 1978 г. у берегов Франции сел на камнисупертанкер «Амоко Кадис», из которого вытекло 220 тыс. т нефти. Этиаварии нанесли значительный ущерб окружающей среде.
В настоящее время накоплен значительный опыт по перевозкетанкерами сжиженных углеводородных газов (СУГ). Дело в том, что многие страныне имеют собственных месторождений газа и отделены морскими бассейнами отстран, где его добыча велика. Морской транспорт сжиженных углеводородных газовшироко используется в Англии, Дании, Италии, США, Франции, Японии и другихстранах.
Первые отечественные танкеры «Кегумс» и «Краслава»для перевозки сжиженных углеводородных газов под повышенным давлением имели четыресферических резервуара диаметром 10 м и вместимостью по 520 м3. Дальностьплавания каждого из танкеров 18000 км.
Характеристика типов танкеров, применяемых в настоящее времядля перевозки сжиженных углеводородных газов, приведена в табл.1.
Таблица 1 Типы танкеров для перевозки сжиженных газовТип танкера Танкеры с резервуарами под давлением Танкеры с теплоизо-лированными резервуарами под пониженным давлением Танкеры с теплоизо-лированными атмосферными резервуарами (изотермические) Давление СУГ, МПа 1.6 0,3…0,6 0,1 Температура СУГ. °С +45 -5… +3
 - 40 (пропан)
103 (этилен)
163 (метан)
=
Транспортирование сжиженных углеводородных газов танкерамиявляется одним из наиболее дешевых видов водного транспорта. В 1972 г. в эксплуатациинаходилось свыше 300 танкеров-газовозов общей вместимостью около 2 млн. м3.
Новым направлением в организации водных перевозок нефтепродуктовявляется использование подводных лодок для их доставки в районы Крайнего Севера.В настоящее время нефтепродукты поступают сюда морским и речным транспортом, втанкерах и таре. Однако на отдельных участках Северного морского пути сплошноеледовое покрытие препятствует навигации в течение семи месяцев. Кроме того,потребители нефтепродуктов очень разбросаны, а устойчивая инфраструктурараспределения нефтепродуктов отсутствует.
В настоящее время в нашей стране разработан проектподводного танкера-ледокола, способного перевозить до 12 тыс. т нефтепродуктовза рейс.
Достоинствами водного транспорта являются:
1) относительная дешевизна перевозок;
2) неограниченная пропускная способность водных путей (особенноморских);
3) возможность завоза нефтепродуктов в отдаленные районыстраны, не связанные железной дорогой с НПЗ.
К недостаткам водного транспорта относятся:
1) сезонность перевозок по речным и частично морским путям,что вызывает необходимость создавать большие запасы нефтегрузов;
2) медленное продвижение грузов (особенно вверх по течениюрек);
3) невозможность полностью использовать тоннаж судов принеобходимости переброски специальных нефтепродуктов в небольших количествах;
4) порожние рейсы судов в обратном направлении.
/>1.4 Автомобильный транспорт
Автотранспортом можно перевозить все типы углеводородныхжидкостей. В нашей стране его применяют для транспортирования нефтепродуктов исжиженных углеводородных газов.
Автомобильный транспорт используется для завоза нефтегрузовпотребителям, удаленным на небольшое расстояние от источников снабжения (наливныхпунктов, складов и баз). Например, автотранспортом отгружаются нефтепродукты снефтебаз в автохозяйства, на автозаправочные станции и сельские склады горючего.
Автоперевозки нефтегрузов осуществляются в таре (нефтепродукты- в бочках, канистрах, бидонах; сжиженные углеводородные газы — в баллонах), атакже в автомобильных цистерна.
Автомобильные цистерны классифицируют:
по типу базового шасси: автомобили-цистерны,полуприцепы-цистерны, прицепы-цистерны;
по виду транспортируемого продукта: для топлив, для масел,для мазутов, для битумов, для сжиженных газов;
по вместимости: малой (до 2 т); средней (2...5 т); большой (5..15т); особо большой (более 15т).
В качестве базовых шасси для автомобильных цистерниспользуют практически все выпускаемые промышленностью грузовые автомобили. Разделениеавтоцистерн по виду транспортируемого продукта обусловлено существеннымразличием свойств и недопустимостью даже незначительного их смешивания.
Градация автомобильных цистерн по вместимости соответствуетклассификации грузовых автомобилей по грузоподъемности.
В марках автоцистерн отражены сведения о типе базового шассии вместимости цистерны. Примеры условных обозначений:
АЦ-4,2-130 — автомобиль-цистерна вместимостью 4,2 м3на шасси автомобиля ЗИЛ-130;
ПЦ-5,6-817 — прицеп-цистерна вместимостью 5,6 м3на шасси прицепа ГКБ-817;
ППЦ-16,3 — полуприцеп-цистерна вместимостью 16,3 м3.
Устройство и оборудование автоцистерн рассмотрим на примереавтомобиля-цистерны АЦ-4,2-130
/>
Рис.3 Автомобиль-цистерна АЦ-4,2-53А: 1-огнетушитель,2-шасси автомобиля ГАЗ-53А, 3-цистерна, 4-крышка горловины,5-лестница, 6-пеналдля рукавов, 7-отстойник с трубопроводом, 8-электрооборудование, 9-узелкрепления цистерны, 10-трубопровод гидравлической системы, 11-табличка, 12-цепьзаземления, 13-глушитель
Он предназначен для транспортировки нефтепродуктовплотностью не более 860 кг/м2 с нефтебаз на склады автотранспортных,строительных и сельских предприятий.
Калиброванная цистерна эллиптической формы смонтирована нашасси автомобиля ЗИЛ-130. Она имеет горловину, отстойник и отсек, закрываемыйдвумя дверками. На крышке горловины расположены наливной люк, два дыхательныхклапана, патрубок со штуцером для отвода паров, образующихся при наливе, иуказатель уровня. Наливной люк в транспортном положении закрывают крышкой.
Цистерна оборудована двумя пеналами для хранения итранспортировки рукавов, противопожарными и заземляющими средствами, креплениямидля шанцевого инструмента и принадлежностей, металлической площадкой илестницей. На АЦ-4,2-130 устанавливают самовсасывающий вихревой насос СВН-80.
Полуприцепы-цистерны не имеют собственного двигателя. Ихустройство рассмотрим на примере ППЦ-16,3 (рис.4).
/>
Рис.4 Полуприцеп-цистерна ППЦ-16,3: 1-корпус цистерны,2-крышка компенсационной емкости, 3-наливная горловина, 4-поручень, 5-пенал,6-бампер, 7-цепь заземления, 8-тележка, 9-запасное колесо, 10,11-шкафы дляоборудования, 12-ящик ЗИП, 13-опорное устройство, 14-опорная плита, 15-плитанаката, 16-световозращатель
Она предназначена для транспортировки и кратковременногохранения светлых нефтепродуктов. Они транспортируются с помощью специальныхтягачей (например, КамАЗ-5410).
Специальное оборудование смонтировано на шасси полуприцепаОдАЗ-9370 и состоит: из цистерны с горловинами, лестницей, поручнем, пеналами,ящиком запчастей и принадлежностей; технологического оборудования,расположенного в боковом шкафу и включающего в себя систему трубопроводов изапорной арматуры; электрооборудования, а также средств контроля идистанционного управления узлами полуприцепов-цистерн. Кроме того, в составдополнительного оборудования, размещаемого в боковом шкафу, входят фильтртонкой очистки топлива, два счетчика жидкости, раздаточные рукава, намотанныена барабаны и раздаточные краны.
Основными элементами автоцистерны для перевозки сжиженных газовявляются:
наружный стальной кожух, внутри которого на 6 вертикальных цепяхподвешен латунный сосуд емкостью 2,6 м3;
контрольно-измерительные приборы и запорная арматура,которые размещены на задней стенке корпуса в специальном шкафу;
два испарителя, расположенные по бокам цистерны ипредназначенные для создания необходимого давления с целью передавливанияжидкости.
Пространство между корпусом и латунным сосудом заполненотепловой изоляцией.
Достоинствами автомобильного транспорта нефтегрузовявляются:
1) большая маневренность;
2) быстрота доставки;
3) возможность завоза грузов в пункты, значительноудаленныеот водных путей или железной дороги;
4) всесезонность.
К его недостаткамотносятся:
1) ограниченная вместимость цистерн;
2) относительно высокая стоимость перевозок;
3) наличие порожних обратных пробегов автоцистерн;
4) значительный расход топлива на собственные нужды.
/>1.5 Трубопроводныйтранспорт
В зависимости от вида транспортируемого продукта различаютследующие типы узкоспециализированных трубопроводных систем: нефтепроводы,нефтепродуктопроводы, газопроводы и трубопроводы для транспортированиянетрадиционных грузов. Независимо от того, что транспортируется по трубам, все узкоспециализированныесистемы состоят из одних и тех же элементов (на примере нефтепровода (рис.5)):
/>
Рис. 5 Состав сооружения магистрального нефтепровода: 1 — подводящийтрубопровод; 2 — головная нефтеперекачивающая станция; 3 — промежуточнаянефтеперекачивающая станция; 4 — конечный пункт; 5 — линейная часть; 6 — линейная задвижка; 7 — дюкер; 8 — надземный переход; 9 — переход подавтодорогой; 10 — переход под железной дорогой; 11 — станция катодной защиты; 12- дренажная установка; 13 — доля обходчика; 14 — линия связи; 15 — вертолетнаяплощадка; 16 — вдольтрассовая дорога подводящих трубопроводов.
Подводящие трубопроводы связывают источники нефти сголовными сооружениями МНП.
головной и промежуточных перекачивающих станций;
Головная НПСпредназначена для приема нефтей спромыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки изрезервуаров в трубопровод. Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.
Промежуточные НПСслужат для восполненияэнергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечениядальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопроводасогласно гидравлическому расчету (через каждые 50… 200 км).
конечного пункта
Конечным пунктоммагистрального нефтепроводаобычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.
На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуютсяэксплуатационные участкидлиной от 400 до 600 км. Граница междуэксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. ПромежуточнаяНПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него «головной»НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка — «конечным пунктом» для него. Состав сооружений промежуточных НПС,расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычныхналичием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большойпротяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенныхнефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый.
линейных сооружений.
К линейным сооруженияммагистральногонефтепровода относятся:
1) собственно трубопровод (или линейная часть);
2) линейные задвижки;
3) средства защиты трубопровода от коррозии (станциикатодной и протекторной защиты, дренажные установки);
4) переходы через естественные и искусственные препятствия (реки,дороги и т.п.);
5) линии связи;
6) линии электропередачи;
7) дома обходчиков;
8) вертолетные площадки;
9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассытрубопровода.
Собственно трубопровод — основная составляющаямагистрального нефтепровода — представляет собой трубы, сваренные в «нитку»,оснащенные камерами приема и пуска скребков, разделителей, диагностических приборов,а также трубопроводы-отводы.
Минимальное заглубление трубопроводов до верха трубы должнобыть не менее (м):
при обычных условиях прокладки 0,8
на болотах, подлежащих осушению 1,1
в песчаных барханах 1,0
в скальных грунтах, болотистой местности при
отсутствии проезда автотранспорта и сельхозмашин 0,6
на пахотных и орошаемых землях 1,0
при пересечении каналов 1,1
Линейные задвижки устанавливаются по трассе трубопровода нереже, чем через 30 км, с учетом рельефа местности таким образом, чтобы разливнефти в случае возможной аварии был минимальным. Кроме того, линейные задвижкиразмещаются на выходе из НПС и на входе в них, на обоих берегах пересекаемыхтрубопроводом водоемов, по обеим сторонам переходов под автомобильными ижелезными дорогами.
Станции катодной защиты располагаются вдоль трассытрубопровода в соответствии с расчетом. Протекторная защита применяется вместах, где отсутствуют источники электроснабжения. Дренажные установки размещаютсяв местах воздействия на трубопровод блуждающих токов (линии электрифицированноготранспорта, линии электропередач и др.).
При переходах через водные преграды трубопроводы, какправило, заглубляются ниже уровня дна. Для предотвращения всплытия на трубопроводахмонтируют чугунные или железобетонные утяжелители (пригрузы) различнойконструкции. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того жедиаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопроводукладывают в патроне (кожухе) из труб, диаметр которых не менее, чем на 200 ммбольше. При пересечении естественных и искусственных препятствий применяюттакже надземную прокладку трубопроводов (на опорах, либо за счет собственнойжесткости трубы).
Вдоль трассы трубопровода проходят линии связи, линииэлектропередачи, а также грунтовые дороги. Линии связи, в основном, имеютдиспетчерское назначение. Это очень ответственное сооружение, т.к обеспечиваетвозможность оперативного управления согласованной работой перекачивающихстанций на расстоянии нескольких сот километров. Прекращение работы связи, какправило, влечет за собой остановку перекачки по трубопроводу. Линииэлектропередач служат для электроснабжения перекачивающих станций, станцийкатодной защиты и дренажных установок. По вдольтрассовым дорогам перемещаютсяаварийно-восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты,обходчики и др.
Вертолетные площадки предназначены для посадок вертолетов,осуществляющих патрулирование трассы трубопроводов.
На расстоянии 10...20 км друг от друга вдоль трассыразмещены дома обходчиков. В обязанности обходчика входит наблюдение за исправностьюсвоего участка трубопровода.
Основными достоинствамитрубопроводноготранспорта являются:
1) возможность прокладки трубопровода в любом направлении ина любое расстояние — это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами;
2) бесперебойность работы и соответственно гарантированноеснабжение потребителей, независимо от погоды, времени года и суток;
3) наибольшая степень автоматизации;
4) высокая надежность и простота в эксплуатации;
5) разгрузка традиционных видов транспорта.
К недостаткамтрубопроводного транспортаотносятся:
1) большие первоначальные затраты на сооружениемагистрального трубопровода, что делает целесообразным применение трубопроводовтолько при больших, стабильных грузопотоках;
2) определенные ограничения на количество сортов (типов,марок) энергоносителей, транспортируемых по одному трубопроводу;
3)«жесткость» трассы трубопровода, вследствие чегодля организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительныекапиталовложения.
/>2. Область примененияразличных видов транспорта
Различные виды транспорта энергоносителей применяются как вчистом виде, так и в комбинации друг с другом.
Транспортировка нефти.
Нефть в нашей стране доставляют всеми видами транспорта (дажеавтомобильным на коротких расстояниях).
Возможных схем доставки нефти на НПЗ всего пять:
1) использование только магистральных нефтепроводов;
2) использование только водного транспорта;
3) использование только железнодорожного транспорта
4) сочетание трубопроводного транспорта нефти с водным, либожелезнодорожным
5) сочетание водного и железнодорожного транспорта друг сдругом.
Транспортировка газа.
В нашей стране практически весь газ транспортируется потребителямпо трубопроводам. Исключение составляют сжиженные гомологи метана (этан,пропан, бутаны), транспортируемые танкерами, а также в цистернах или баллонах.
Транспортировка нефтепродуктов.
Перевозки нефтепродуктов в нашей стране осуществляютсяжелезнодорожным, речным, морским, автомобильным, трубопроводным, а в рядеслучаев и воздушным транспортом. Причем но трубопроводам транспортируют толькосветлые нефтепродукты (автомобильный бензин, дизельное топливо, авиационныйкеросин), печное топливо и мазут, а другими видами транспорта перевозят всевиды нефтепродуктов.
При использовании трубопроводного транспорта нефтепродукты поступаютс НПЗ на головную перекачивающую станцию и далее перекачиваются помагистральному нефтепродуктопроводу (МНПП). В конце МНПП находится крупнаянефтебаза откуда нефтепродукты автоцистернами доставляются потребителям. Частичнаяреализация нефтепродуктов производится и по пути следования МНПП. Для этогопроизводятся периодические сбросы нефтепродуктов на пункты налива железнодорожныхцистерн, либо на попутные нефтебазы. Этот способ не имеет ограничений надальность перевозок.
Другой способ — налив нефтепродуктов в автоцистернынепосредственно на НПЗ и доставка груза в них напрямую потребителям. В этомслучае исключаются перегрузка нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой,а, следовательно, и их потери при этом. Однако чем больше дальность транспортировки,тем больше нефтепродуктов уходит на собственное потребление автоцистерн. Поэтомуавтомобильный транспорт применяется преимущественно при небольшой дальностиперевозок.
Два других способа в общем случае в пути предусматривают перевалкус одного вида транспорта на другой (с железнодорожного на водный или наоборот).Перевалка осуществляется с использованием резервуаров перевалочной нефтебазы. Вконце пути нефтепродукты поступают на распределительную нефтебазу, с которойони автотранспортом доставляются близлежащим потребителям. Данные способы такжене имеют ограничений на расстояние транспортирования. Однако чем выше дальностьперевозок, тем больше требуется железнодорожных цистерн, танкеров и барж длядоставки одного и того же количества нефтепродуктов. Кроме того при перевалкахвозникают дополнительные потери грузов.
Таким образом, хотя трубопроводный транспорт нефтепродуктовв нашей стране не является основным, он имеет большие перспективы для своегодальнейшего развития, т.к наиболее удобени допускает наименьшие потеритранспортируемых продуктов.
/>3. Определениеэкономически наиболее выгодного диаметра трубопровода
Теоретически перекачку нефти с заданным расходом G можно осуществлять потрубопроводу любого диаметра D. Причем каждомудиаметру трубы соответствуют вполне определенные параметры транспортной системы(толщина стенки трубы, число насосных станций, рабочее давление и т.д.).
Капитальные затраты К и эксплуатационные расходы Эзависят от диаметра трубопровода D. Поэтомувозникает вопрос об отыскании оптимального диаметра трубопровода (оптимальныйвариант трубопровода). По действующей в настоящее время методике оптимальныйдиаметр трубопровода определяют по минимуму приведенных расходов.
Для достижения экономически наиболее выгодного диаметра трубопроводапо приведенным расходам необходимо произвести гидравлический расчет понескольким вариантам.
Заданные данные: L, км ∆Z, м G, млн. т/год
ρ, т/м3 Марка стали Кинематическая вязкость, y 1440 2450 3,0 0,91 10Г2ФБ 0,00033
Расчет:
1. Зная годовую пропускную способность трубопровода G =3,0 млн. т/год определяем наружный диаметр трубопровода
DHap = DH2 = 377 мм.
К нему добавляем из таблицы№1 еще два ближайшие по ГОСТудиаметра — больший DНз = 426мм именьший — DH1=325 мм. Дальнейшийрасчет осуществляется по трем стандартным диаметрам.
2. Для каждого диаметра вычисляется толщина стенки трубы по формуле
 
δ = nρ D нар /2 (n ρ+ R1), (мм), (1)
где: δ — толщина стенки трубы, мм;
n — коэффициент надежности по нагрузке, п =1,1;
DHap — наружныйдиаметр трубопровода, мм;
R1 — нормативноесопротивление сжатию, МПа;
ρ — давление в трубопроводе, МПа. (необходимоподсчитать среднее арифметическое давление из таблицы №1)
Значение R1определяется из выражения:
 
R1 = 0,7 σв,(МПа) (2)
где: σв — предел прочности при сжатии, МПа.
Значения σвдля различных видов трубных сталей приведены в таблице№2.Т. к у нас сталь марки10Г2ФБ, тоσв = 590МПа.
Следовательно, R1 =0,7*590 = 413 МПа.
Теперь подсчитаем среднее арифметическое давление длякаждого диаметра:
 
ρ1= 7,0
ρ2 = 5,9
ρ3 = 5,9
Отсюда, δ1= 1,1*7,0*325/2(1,1*7,0 + 143) = 9 мм
δ2= 1,1*5,9*377/2 (1,1*5,9+143) = 9 мм
δ3=1,1*5,9*426/2 (1,1*5.9+143) = 10 мм
3. Определяетсявнутренний диаметр трубопровода по формуле:
Dвн= DHap— 2 δ (3)
Dвн1 = 325-2*9 = 307 мм
Dвн2 = 377-2*9 = 359 мм
Dвн3 = 426-2*10 = 406 мм
4. В соответствии с расчетной пропускной способностьюпроизводим выбор магистральных нефтеперекачивающих насосов.
Тип насоса определяется по значению средней пропускнойспособности в год в таблице №4. (Средняя пропускная способность — средняяарифметическая пропускная способность из таблицы №1)
Итак, средняя пропускная способность G1 =2,0 млн. т/год; G2 = 2,8 млн. т/год; G3 =3,8 млн. т/год.
Отсюда, тип насоса 1 -НМ-250-475, 2 — НМ-360-460, 3 — НМ500-300.
5. Скорость движения нефти в трубопроводе в зависимости отдиаметра трубопровода выбирается по следующей таблице.
 
Рекомендуемые скорости движения нефти в магистральных
трубопроводахДиаметр трубопровода, мм
Скорость движения нефти,
м\с, W Диаметр трубопровода, мм
Скорость движения нефти,
м\с, W
219
1,0
630
1,4
273
1,0
720
1,6
325
1,1
820
1,9
377
1,1
920
2,1
426
1,2
1020
2,3
530
1,3
1220
2,7
 
Для диаметра DH1 = 325мм, W1 = 1,1 м/с;
Для диаметра DH2 = 377мм, W2 = 1,1 м/с;
Для диаметра DH3 = 426мм, W1 = 1,2 м/с;
6. Для каждого варианта расчета определяется гидравлическийуклон:
i= λW2/2gDBH. (6)
Здесь: g — ускорение силы тяжести (= 9.8 м/с2)
W — скорость движения нефти втрубопроводе, м/с; (определяемая в пункте №6)
λ — коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый в зависимости отрежима течения жидкости (в зависимости от числа Рейнольдса Re)следующим образом:
Число Рейнольдса определяется по следующей формуле:
Re=WDbh/ n,
 
Где n — это заданный коэффициент кинематической вязкости
Исходя из полученного значения числа Рейнольдса определяемрежим течения:
Для ламинарного режима течения жидкости (Re
 
λ= 64/Re.
 
Для турбулентного режима течения нефти
λ= 0,3164/Re0,25 при (3500 Re
Для смешанного трения λ= 0,118/Re+КЭ
при15/КЭ Re
 
Коэффициент эквивалентной шероховатости трубопровода (КЭ)может приниматься ориентировочно на уровне от 0,0005 до 0,0001 длядиаметров трубопроводов от 200 до 1200 мм соответственно.
Итак, подсчитаем число Рейнольдса:
Re1= 1,1*0,325/0,00033 =10833
Re2 = 1,1*0,377/0,00033 = 12567
Re3=1,2*0,426/0,00033 = 15491
Т. к 3500 Re
 
следовательно режим течения жидкости турбулентный, отсюда:
λ= 0,3164/Re0,25.
λ1= 0,3164/10833 0,25= 0,031
λ2 = 0,3164/125670,25= 0,03
λ3= 0,3164/15491 0,25= 0,028.
Отсюда,
i1=0,031*1,21/2*9,8*0, 325 = 0,0059 м
I2=0,03*1,21/2*9,8*0, 377 = 0,0049 м
I3=0,028*1,44/2*9,8*0,426 = 0.0052 м
7. Определение полного напора, необходимого при перекачкенефти по трубопроводу с конкретным значением гидравлического уклона производитсяпо формуле
Н = 1,02 iL+ ΔZ+ Nhост KП,(7)
гдеi — гидравлическийуклон;
L — длина трубопровода; (м)
ΔZ — разностьгеодезических высот начала и конца трубопровода; (м)
N — число эксплуатационных участков, на границахкоторых расположены промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС) (при данныхрасчетах этим значением мы можем пренебречь);
hост KП — остаточный подпор, который долженбыть передан на конечный пункт или промежуточную НПС, оснащенную резервуаром (приданных расчетах этим значением мы можем пренебречь);
1,02 — коэффициент, учитывающий потери на местныесопротивления.
В формуле (7) слагаемое N hост KП должно определяться, исходя из задаваемойсжатой трассы трубопровода и мест расположения НПС. В данном курсовом проектеэтим 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)
Нст = mhнac, (8)
где m — число насосов на НПС(обычно принимается m = 3);
hнac — номинальный напор, развиваемыйнасосом. (второе число в номере насоса).
Нст1 =3*475 = 1425 МПа
Нст2 =3*460 = 1380 МПа
Нст1 =3*300 = 900 МПа
9. Расчетное число насосных станций будет
n=(Н -NhПН) / НСТ. (9)
В формуле (9) вычитаемое N hПН можнопринять равным нулю.
Полученное значение n0округляется в большую или меньшую сторону. При округлении в большую сторонунеобходимо сооружение лупинга. При округлении в меньшую сторону перекачка нефтивозможна с помощью вставки нефтепровода меньшего диаметра, обточкой колесперекачивающих нефтяных насосов или организацией циклической перекачки безизменений характеристик насосных агрегатов и линейной части трубопровода. Сцелью упрощений в настоящем курсовом проекте n0округляется в большую сторону и предполагается перекачка нефти без измененийлинейной части трубопровода.
n01 = (1115,6-0) / 1425 =1
n02 = 964,7/1380 = 1
n03 = 1008,8/900 = 2
10. Капитальные затраты на сооружение трубопроводов слупингами определяем из выражения:
К = CL+ СпХл + Сгнс + (n — 1) Слнс + CpVp, (10)
где:
Сп — стоимость единицы длины параллельного трубопровода(лупинга) (табл. №.3);
ХЛ — длина лупинга;
С — стоимость единицы длины основного трубопровода;
Спнс, Сгнс — стоимость соответственно промежуточной иголовной
насосной станции;
Ср — стоимость единицы резервуара;
(При определении стоимости резервуарного парка стоимость 1куб. м емкости принимают равной 33 руб.)
Vp — суммарная установленнаявместимость на трубопроводе.
 
Vp= (πD2/ 4) L — объем цилиндра, или Vр =π R2 L,где π = 3,14
Затраты (стоимость) на строительство линейной частитрубопровода приведены в таблице 3.
Стоимости сооружения головной и промежуточных (линейных) насосныхстанций приведены в таблице 4.
Итак, Vр = π R2L. 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 +α4) Клч + (α1 + α3) Кст + Зэ+ Зт + Зз + П, (11)
Для того, чтобы подсчитать эту формулу, необходимо:
Подсчитать значение Клч — капитальные вложения влинейную часть для трубопроводов с лупингом. Они рассчитываются по формуле:
Клч = [C (L — Хв) + СвХв] кτ; (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)
кτ — 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 насосныестанции, они рассчитываются по формуле:
Кст = [Сгнс + (n0 — 1) Слнс + CpVp] кτ. (13)
Коэффициент кτв 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 1куб. м емкости принимают равной 33 руб.
Vp= (πD2/4) 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, которыйрассчитывается по формуле:
N =((Gг Hcт Kc / 367 ηн ηэлдв)+ Nc) n0,(15)
Gг — расчетная годоваяпропускная способность трубопровода;
Нст — напор одной станции;
Кс — коэффициент, учитывающий снижение расходаэлектроэнергии при сезонном регулировании подачи, Кс = 1;
ηн — к. п. д. насоса при работе наперекачивающем продукте (0,75 — 0,85) (необходимо взять среднее арифметическое);
ηэлдв — к. п. д. электродвигателя (0,85 — 0,92);
Nc =1,75.106 кВт. ч — расход электроэнергии на собственные нуждынасосной 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 — стоимость1 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 (смотриданные в конце пункта);
n0 — числоперекачивающих 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 наамортизацию станции α1 = 8,5% от капитальных затрат на станцию
Составляем пропорцию:
α11 — 8,5%
2043 — 100%, где 2043 тыс. руб. — Капитальные затраты настроительство 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 настроительство 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 настроительство головной перекачивающих станций, для насоса марки НМ-500-300
Решив пропорцию получаем α13= 240,9 тыс. руб. годовыеотчисления на амортизацию трубопроводаα2 = 3,5%;
Составим пропорцию:
α21 — 3,5%
58 — 100%, где 58 тыс. руб. /км — Капитальные затраты настроительство 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 настроительство 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 настроительство линейной части нефтепровода с диаметром 426 мм, основная нитка.
Решив пропорцию получаем: α23= 2,625 тыс. руб. /км расходына текущий ремонт станции α3 = 1,3%',
Составим пропорцию:
α31 — 1,3%
2043 — 100%, где 2043 тыс. руб. — Капитальные затраты настроительство 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 настроительство 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 настроительство головной перекачивающих станций, для насоса марки НМ-500-300
Решив пропорцию получаем: α33= 36,8 тыс. руб.
расходы на текущий ремонттрубопровода α4 = 0,3%;
Составим пропорцию:
α41 — 0,3%
58 — 100%, где 58 тыс. руб. /км — Капитальные затраты настроительство 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 настроительство линейной части нефтепровода с диаметром 377 мм, основная нитка.
Решив пропорцию получаемα42= 0, 195 тыс. руб. /км
α43 — 0,3%
75 — 100%, где 75 тыс. руб. /км — Капитальные затраты настроительство линейной части нефтепровода с диаметром 426 мм, основная нитка.
Решив пропорцию получаемα43= 0,225 тыс. руб. /км
7. П = 0,253 — прочие расходы. (смотри данные в концепункта)
Полученные значения подставляем в формулу (11) и вычисляемэксплуатационные 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 каждомуварианту вычисляют по формуле:
Р = Э + Е Ктр, (18)
где: Э — эксплуатационные расходы, руб/год;
Е — нормативный коэффициент эффективности капитальныхвложений (для отраслей ТЭК можно принимать равным 0,12).
Э = S G L.(19)
Здесь S — себестоимостьперевозок.
Согласно имеющимся статистическим данным средняясебестоимость перевозок S, выраженная в копейках затонно-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 ихнеобходимо 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.
Ктр — 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 = Сгнс + (n0 — 1) Слнс, (22)
где n — число перекачивающих станций;
Сгнс, Слнс — 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 сооружениетрубопроводов с лупингами и эксплутационные зависят от диаметра трубопровода. Оптимальныйдиаметр трубопровода определяют по минимуму приведенных расходов. Такимобразом, исходя из полученных данных, экономически наиболее выгодным диаметромтрубопровода 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 трубМарка 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
Капитальныезатраты на строительство линейной части нефтепровода, тыс. руб/кмНаружный 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 перекачивающихстанций
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. Основынефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное иисправленное: — Уфа.: ООО “ДизайнПолиграфСервис”, 2002 — 544с.
2. Нефтегазовое строительство: учеб.пособие для студентов вузов/ Беляева В.Я. и др. Под общ. ред. проф. И.И. Мазураи 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.