Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 [ 2 ] 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106

Дыхательный клапан	PC-25	РС-38	РС-38	РС-38	ТК-75	РС-38
(давления):
	Шариковый	Комбинированный			Механический	Тарельчатый
					пружинный
количество, шт.		, 1 „				1 - ,
регулируемое
давление, МПа	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01		0,01
Дыхательный клапан
(вакума):
тип -i					Механический
					пружинный
количество, шт.
регулируемое
разряжение, МПа					0,005

•да? mi:

Таблица 1.20

Техническая характеристика прицепов-цистерн для транспортировки нефтепродуктов

л Я" S

&

S го са а

&

I I I г<- U-1

I I

I СП -ci- in

о оо о ЧО rsl

гм I

са о

, а

и-> о о

;s ё S g2

10 Ln Ln

CN чо

чо о оо

СП -< -<

гм I

ип о о

rvl оо г<1

оо о

о ю л

СП СП irj

СП "

ЧО СП

&

S са

О tt

са са

Я Ж S ш о

са W X са

S са

У са

(О са

са cl,

О X S

са а

дополнительно изготовляют ротор на подачу 3,472 mVc Насос марки НМ 1250-260 комплектуют одним сменным ротором на подачу 0,25 мус. Допускается так же изменение подачи и напора насосов в результате обточки рабочих колес по наружному диаметру, но не более чем на 10% из-за возможного значительного снижения КПД.

Единичная мощность N (в кВт) привода насоса в каждом конкретном случае должна уточняться по рабочим параметрам

10"

N = ApQHpg,

(1.14)

где Ар - коэффициент запаса, учитывающий возможные отклонения фактического режима работы насосов от расчетного (см. главу 3); Q, Н - соответственно подача и развиваемый напор при рабочих условиях; р - плотность нефтепродукта; g - ускорение силы тяжести; Tj - полный КПД равный произведению КПД насоса, редуктора, передачи и т.п.

§1.2. Обоснование способа транспортировки нефтей и нефтепродуктов j

Ддя транспортировки нефтей и нефтепродуктов на дальние расстояния применяют трубопроводный, железнодорожный и водный транспорт. В связи с этим возникает вопрос о выборе наивыгоднейшего способа транспортировки. По действующей в настоящее время методике эта задача решается путем сопоставления приведенных годовых расходов по различным видам транспорта. Оптимальным считается вариант с наименьшими приведенными годовыми расходами.

Приведенные годовые расходы П определяют по формуле

П = Э + Е„К, , (1.15)

где Э - эксплуатационные расходы по данному виду транспорта; Е„ - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для нефтегазовой промышленности Е„=0,12 1/год); К -капиталовложения в соответствующий вид транспорта.

При выборе способа транспортировки рассматривают и комбинированные варианты, например, водного и железнодорожного, водного и трубопроводного транспорта и т.д. ,

Эксплуатационные расходы Э различных видов транспорта определяют по формуле

Э = SGro.L,

(1.16)

где S - себестоимость перевозок; Оод - количество транспортируемого нефтепродукта в год; L - длина пути.

По данным ИКТП и Гипротрубопровода, средняя себестоимость перевозок S [в коп/(ткм)] в 1980 г. характеризовалась следующими данными: трубопроводный транспорт - 0,12; железнодорожный -0,33; водный (по рекам) - 0,17; водный (по морям) - 0,12. Себестоимость перекачки нефтепродуктов по магистральному трубопроводу зависит от его диаметра (табл. 1.21).

" Таблица 1.21

Зависимость себестоимости перекачки от диаметра трубопровода (цены 1980 г.)

Капиталовложения в трубопроводный транспорт К. складываются из затрат на сооружение линейной части трубопровода К и затрат на сооружение насосных станций К„. Капитальные затраты в линейную часть определяют по выражению

• • е: вiiUi

••*"•.....- Кл=с„Цр, {ада-МИШ (1-17)

где - длина трубопровода; с - затраты на сооружение 1 км линейной части трубопровода (табл. 1.22).

Капитальные затраты на сооружение насосных станций определяют по формуле , :i. аЧ1Ш№?]Ш£1)/кп:1:,.,, v-. >д

•«каоп

ЬС„., =c,.„.,+(n-l)c„.„.,+VpCp, -г- (1.18)

где Сг„<,> Сп.н.с ~ стоимость сооружения соответственно головной и промежуточной насосных станций (табл. 1.23); п - общее число насосных станций; Vp - необходимая вместимость резервуаров; Ср -стоимость 1 м установленной емкости.

Зависимость стоимости сооружения 1 км магистрального трубопровода от его диаметра (цены 1980г.)

Примечание: cy„ - затраты на сооружение 1 км лупинга.

Суммарный объем резервуарных парков в системе магистрального нефтепровода вычисляется по формуле (2.1), магистрального нефтепродуктопровода по формулам (2.2) и (2.3). , ,;j , „;

Стоимость емкости на головной насосной станции включена в стоимость головной станции. Стоимость 1 м емкости Ср для сопоставительных расчетов с учетом технологических трубопроводов и вспомогательных сооружений ориентировочно можно принимать равной 20 руб/мз. Число насосных станций п определяют из технологического расчета или оценивают ориентировочно из условия, что на каждые 100... 150 км трубопровода приходится одна насосная станция.

, , Таблица 1.23

Стоимость сооружения насосных станций .

в тыс. руб. (цены 1980г.) , < i> . , , i ;

2. Б-762