Технологический расчёт магистрального нефтепровода

.

.

.

Оптимальное количество станций – n = 3, т. к. станции необходимо располагать на расстоянии 90 – 150 км друг от друга.

 

6. Определение  капитальных, эксплуатационных и  приведенных затрат

6.1 Расчет капитальных затрат

Капитальные затраты K вычислим по формуле:

,

где:   k_т – поправочный коэффициент, учитывающий надбавку на топографические условия трассы. Согласно таблице 10 [3]  =1,18;

 – дополнительные капитальные вложения, учитывающие территориальный район прохождения трассы;

 – территориальный коэффициент, согласно по таблице 11 [3] 
 = 0,99;

L  – протяженность i-того участка трубопровода, проходящего по району, к которому применяется территориальный коэффициент;

 – удельные капитальные вложения на 1 км трубопровода определяются в зависимости от диаметра трубопровода и от очереди строительства (в случае если строится лупинг параллельно действующей магистрали, затраты меньше) по таблице 12 [3];

,   – капитальные вложения в строительство соответственно одной головной и одной промежуточной насосных станций. Также зависят от производительности станций. Определяются согласно таблице 13 [3];

 – число промежуточных насосных станций на трассе трубопровода.

Для D₁ = 529 мм:

Для D₂ = 720 мм:

Для D₃ = 820 мм:

 

6.2 Расчет затрат на  электроэнергию

,

где:   Зэ – затраты на электроэнергию;

G – годовой объем перекачки  по трубопроводу, т/год;

H_ст – дифференциальный напор, развиваемый одной станцией, м;

К_с – коэффициент, учитывающий снижение расхода электроэнергии при сезонном регулировании перекачки (примем Кс = 1);

η_н и η_э – КПД насоса и электродвигателя.

N_с – расход электроэнергии на собственные нужды насосной станции, N_с = 1,5–2·10 кВт·ч/год;

С_э – стоимость 1 кВт·ч электроэнергии. Примем по таблице 14 [3] 
С_э = 0,0128 у. е.;

n – количество станций.

Для D₁ = 529 мм:

Для D₂ = 720 мм:

Для D₃ = 820 мм:

 

6.3 Расчет эксплуатационных  затрат

Эксплуатационные затраты рассчитаем по формуле:

 

K_л – капитальные вложения в линейную часть с учетом всех поправочных коэффициентов;

K_л =  ;

K_ст – капитальные вложения в насосные станции с учетом всех поправочных коэффициентов.

К_ст = [С_гнс + С_пс ·(n_ст – 1)]·k_т;

α  – годовые отчисления в долях единицы на амортизацию станций (α = 8,5% от капитальных затрат на станции);

α - годовые отчисления на амортизацию линейной части трубопровода (α  = 3,5% от капитальных затрат на трубопровод);

α   – годовые расходы на текущий ремонт станций (α  = 1,3%);

α  – годовые расходы на текущий ремонт трубопровода (α  = 0,3%);

З_т – затраты на воду, смазку, топливо (5 тыс. у. е./год);

З_з – заработная плата (80 тыс. у. е./год на одну станцию);

Зэ – затраты на электроэнергию;

П – прочие расходы (примем 25% от зарплаты, т.е. 20 тыс. у. е./год).

Для D₁ = 529 мм:

K_л = 

К_ст = 

Для D₂ = 720 мм:

K_л = 

К_ст = 

Для D₃ = 820 мм:

K_л = 

К_ст = 

 6.4. Расчет приведенных затрат

Приведенные затраты  определяем по формуле:

,

где:    -нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений.  =0,15;

-капитальные затраты для рассматриваемого  вида транспорта;

-эксплуатационные затраты для  рассматриваемого вида транспорта.

Для D₁ = 529 мм:

Для D₂ = 720 мм:

Для D₃ = 820 мм:

Поскольку приведенные  затраты оказались меньше для  второго варианта, то мы можем объективно оценить, что трубопровод с диаметром 720 является наиболее экономически выгодным.

7. Выбор основного  оборудования

По заданной пропускной способности Q = 2237 м /ч подберем в приложении 3 [1] основной насос марки НМ 2500–230, характеристики которого даны для воды. Выясним, необходимо ли пересчитывать их на нефть. Для этого определим число Re для потока перекачиваемой жидкости.

 = 23,538 см

где  , -диаметр и ширина лопатки рабочего колеса (по таб. 17 [3]);

=3,8 см., =40,5 см;

-коэффициент сужения входного  сечения рабочего колеса,  =0,9

Находим число Re на выходе из колеса по формуле:

,

где  -номинальная подача насоса.

-коэффициент кинематической вязкости  нефти.

Определим переходное значение параметра Рейнольдса:

,

где    n_s – коэффициент быстроходности насоса. По приложению 3 [1] для насоса НМ 2500–230 n_s = 117.

.

Поправочные коэффициенты в нашем случае равны 1,0 [3], и Re > Re_пер, то характеристики насоса при работе на нефти остаются такими же, как на воде, т.е. пересчет характеристики не требуется.

Подбирают электродвигатели для насосов, исходя из потребной  мощности, рассчитываемой по формуле:

где    N_н – мощность электродвигателя, кВт;

H_н – напор, развиваемый насосом, м;

Q – подача насоса,  ;

g – ускорение свободного падения;

η_н – КПД насоса, в долях единицы (η_н=0,86).

Подбираем марку электродвигателя – СТД-2000–2 (N=2000кВт).

Для создания на входе основного насоса напора, необходимого для безкавитационной работы, устанавливаем подпорный насос, напор этого насоса должен быть не менее:

, 

где: - допустимый кавитационный запас основного насоса,  ;

- потери в коммуникациях, 

Для насоса НМ 2500–230 имеем:

 

Для обеспечения заданного  расхода основного насоса и его  безкавитационной работы выбираем в  качестве подпорного насос НМП-2500–74 с электродвигателем ДС – 118/44–6 мощностью 800 кВт.

Т.о чтобы перекачать нефть с заданной производительностью  на расстояние 440 км с диаметром нефтепровода 720 мм установим на каждой станции по 3 последовательно соединенных между собой насоса НМ2500–230.

Получили, что на головной нефтеперекачивающей станции последовательно  соединены 2 насоса НМ 2500–230 (1 в резерве) и 1 подпорный НМП 2500–74 (1 в резерве), а на промежуточных – 2 насоса НМ 2500–230.

 

8. Построение  совмещённой характеристики трубопровода  и насосных станций

В координатах Q-H строят суммарную напорную характеристику всех рабочих насосов на трубопроводе. Для построения характеристики насосов воспользуемся следующими зависимостями:

где    а и b – коэффициенты аппроксимации (a = 258,8 м, b = 8,59∙10^-6 ч²/ м⁵).

Таблица 2. Характеристика работы насоса НМ 2500–230 на нефти

Q, м3/ч	0	500	1000	1500	2000	2237	2500	3000
H, м	258,8	258,35	257,27	255,69	253,66	252,55	251,21	248,35
N, кВт	0	986	1104	1253	1448	1565	1726	2119
, %	0	30,98	55,1	72,38	82,8	85,34	86	83,1

Аналогично характеристика Q-  апроксимируется зависимостью:

                                

где:

- коэффициенты, соответственно  , 

Для насоса НМ2500–230 коэффициенты   равны:

                       

 

Рисунок 3. Q – η характеристика насоса НМ 2500–230

Рисунок 4. Характеристика насоса НМ 2500–230

Для построения характеристики сети запишем зависимость между  гидравлическими потерями и расходом:  

 

                                 

где H_r – геодезическая высота, м;

h_п – напор необходимый для преодоления гидравлических потерь, м.

 

Таблица 3. Характеристика работы сети

Q, м3/ч	0	500	1000	1500	2000	2237	2500	3000
Hс, м	-59	52,74	316,85	705,15	1205,22	1478,92	1809,16	2511,28

Рисунок 5. Совмещенная характеристика сети.

Рабочая точка получилась при Q = 2160 м³/ч, т.е. не соответствует нашему значению. Для этого применим метод изменения числа оборотов: 

 

где: n₁ – новое значение числа оборотов.

Необходимое число оборотов можно определить по формуле:

где    n_ном – номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об./мин.;

∆Н – величина недостающего (избыточного) напора приходящаяся на один нагнетатель, м;   (в случае недостающего напора ∆Н < 0)

                                                   

где    а и b – коэффициенты аппроксимации (a = 258,8 м, b = 8,59∙10^-6 ч²/ м⁵).

Таблица 4. Характеристика работы насоса НМ 2500–230 на нефти

Q, м3/ч	0	500	1000	1500	2000	2237	2500	3000
H, м	269,15	268,7	267,62	266,04	264,01	262,9	261,56	258,7

Рисунок 6. Совмещенная характеристика трубопровода и насосных станций после изменений

Мы получили, что Q = 2190 м³/ч, что входит в предел допустимого:

(2237–2190)/2237·100% = 2%

При этом, напор Н = 1660 м, тогда (1660–74)/6 = 264,3 м.

Напор на выкиде ГНПС:                602,6 м

Напор на выкиде НПС:                  528,6 м

Данные напоры не превышают  допустимого напора (Н_доп = 634,53 м).

 

9. Расстановка  НПС

Расстановку насосных станций  произведем по методу В.Г. Шухова на сжатом профиле трассы.

Определение местоположения станций связано с выполнением следующего требования: напор на выходе любой НПС не должен превышать  , найденный из условия прочности, и не должен быть меньше такого  , чтобы на последующей станции была обеспечена бескавитационная работа насосов.

От начальной точки  трассы, где должна находиться головная станция, в масштабе высот профиля отложим по вертикали напор  , развиваемый станцией. Из конца полученного отрезка проведем линию гидравлического уклона. Точка пересечения ее с линией   – место расположения второй станции. От этой точки вновь отложим напор, развиваемый станцией, проведем линию гидроуклона и т.д. Линия гидроуклона, идущая от последней станции, должна придти к конечной точке трассы с некоторым остатком напора (необходимым, как правило, для обеспечения взлива нефти или нефтепродукта в резервуар на конечном пункте).