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

Для несамоходных барж стоимость необходимого числа буксиров составляет

4е,,/ ,v, , / =c,N,, -- (1.31)

где Cg - стоимость единицы мощности буксира (в ценах 1980 г. Сб=1,8...2,6 тыс. руб/кВт); Ng - необходимая мощность буксиров

Нб=РбГ,

(1.32)

Рб ~ мощность, необходимая для буксировки единицы груза (Рб= 0,06-0,12 кВт/т).

Капиталовложения на сооружение необходимой емкости

=CpV„, (1.33)

где Cp - стоимость единицы емкости (Cp=10...20 руб/м); V„ -практический объем установленных резервуаров при известном теоретическом объеме всех резервуаров

2G„, Зб5-г

365.л,

(1.34)

Т1 - коэффициент заполнения емкости (см. табл. 2.2).

§1.3. Примеры расчетов >>

Пример 1.1. Рассчитать кинематическую вязкость ромашкинской нефти при температуре 275 К.

Решение

1.Поскольку расчетная температура 275 К выходит за пределы температурного интервала, в котором известна вязкость ромащкин-ской нефти (табл. 1.2), то для расчета выбираем формулу (1.7).

2.Согласно табл. 1.2, для ромащкинской нефти при = 283 К v, = 30,7 mmVc, а при Т, = 293 К = 14,2 mmVc

3.Величины эмпирических коэффициентов в формуле (1.7) по формулам (1.8)

Ig (30,7+ 0,8) lg(14,2 + 0,8)

283 293

= -6,97;

a = Ig lg(30,7 + 0,8) - 6,97 Ig 283 = 17,27.

4.Кинематическая вязкость ромашкинской нефти при температуре 275 К по формуле (1.7)

Ig lg(v + 0,8)-6,971g275 = 0,268;

lg(v + 0,8) = 1,853; v + 0,8 = 71,3 mmVc; ,„

v = 71,3-0,8 = 70,5 mmVc.

5.Плотность нефти для примера вычислим по формулам (1.1) и (1.2). Согласно табл. 1.1 при р29з=862 кг/м =0,686 кгДм-К) и Рр=0,000793 1/К. , ,

По формуле (1.1) * . ч > . . и( ь . ,

Рт =

= 874,5 кг/мз.

1 +0,000793(275-293) По формуле (1.2)

Рт = 862 - 0,686 (275 - 293) = 874,4 кг/м\

Так как расхождение результатов расчета по формулам (1.1) и (1.2) составляет 0,011 %, то можно сделать вывод о том, что пользоваться можно обеими. i-.f -. i

Пример 1.2. Расчетное значение коэффициента теплопроводности грунта в естественном состоянии для трубопровода длиной 80 км, если известно, что преобладающими являются грунты: на 30 км -глины (р, = 1400 кг/мз, со = 18 %); на 20 км - суглинки (р = 1250 кг/м\ со = 15 %); на 10 км - супеси (р = 1200 кг/м, со = 12 %); на 20 км -песок (рг = 1600 кг/мЗ, со = 8 %).

Решение

1.Расчетное значение коэффициентов теплопроводности грунта для каждого участка по формуле (1.11)

;глинА = 1,16 [l, 3 (1400 • 10-Ч 0,1 18 -1,1) - 0,1 • 18"

5суглинок ijfisnso .10- + 0,1 • 15 -1,1) -0,1 15

= 1,080 ВтДмК); = 0,750 Вт/м-К);

супЕсь 1 J[i,4(1200 • 10-Ч 0,1 • 12 -1,1) - О, Ы2] = 0,721 Вт/(м-К); jnEcoK = 1д 6 [l, 5 (1600 • 10-Ч 0,1 • 8 -1,1) - 0,1.8] = 1,337 Вт/(мК).

2. Расчетное значение коэффициента теплопроводности грунта в естественном состоянии для всей трассы трубопровода по формуле (1.12)

Гор =

1,080 • 30 + 0,750 • 20 + 0,721 • 10 +1,337 • 20 80

= 1,016 ВтДмК).

Пример 1.3. Определить целесообразный способ транспортировки 7 млн. т нефти Сургутского месторождения в год на нефтеперерабатывающие заводы г. Омска. Расчетная плотность нефти равна 0,842 т/м. Транспортировку можно осуществлять по рекам Обь и Иртыщ, по железной дороге через Тобольск-Тюмень и по трубопроводу Сургут-Омск. Расстояние, на которое осуществляются перевозки по воде, равно 1500 км, по трубопроводу - 700 км, по электрифицированной железной дороге - 1200 км. ....., ;

Решение

1.Для заданного грузопотока по табл. 1.3 выбираем рекомендуемый диаметр трубопровода - 529 мм, для которого себестоимость перекачки в ценах 1980 г. S = 0,13 копДткм)

По формуле (1.16) для каждого вида транспорта вычисляем эксплуатационные расходы

= 0,13 • 700 • 7 • 10« = 6,37 • 10« руб/год; " = 0,33 • 1200 . 7 • 10« = 27,72 • 10« руб/год; V

Эз = 0,17 • 1500 • 7 • 10« = 17,85 • 10« руб/год. 2.Находим капиталовложения в трубопроводный транспорт. В соответствии с нормами технологического проектирования принимаем, что эксплуатационный участок один, т.е. = 1.

Вместимость резервуаров на конечном пункте по формуле (2.1)

V =3V =3 1

350 о,842-о,84

= 84821 мз,

где 0,84 - коэффициент использования емкости (табл. 2.1).

Трубопровод должен иметь одну головную и пять-шесть промежуточных перекачивающих станций. Зная, что трасса в основном пройдет по заболоченной местности, и используя формулы (1.17), (1.18), определяем капитальные вложения с учетом топографических коэффициентов

К = К, + К„, = ( 56,6 • 700 • 1,43 + 5418 • 1,06 + 6 • 1926 • 1,06) • 10 + + 84821 • 20 = 76,435 • 10« руб.

По территории Тюменской области проходит 55% трассы, а по Омской - 45%. С учетом территориальных коэффициентов (см. табл. 1.22 и 1.25) капитальные затраты составят

= 76,435 • 10« • (0,55 • 1,1 + 0,45 • 1,11) = 84,423 • 10« руб. 3.Приведенные годовые затраты для трубопроводного транспорта по формуле (1.15)

П = 6,37 • 106 + 0,12 • 84,423 • 10« = 16,5 • W руб/год. 4.По формуле (1.25) определяем полное время оборота одной цистерны. Коэффициент неравномерности работы железнодорожного транспорта Хд принимаем равным 1,2. Время погрузки и выгрузки т„ по нормам составляет 4 часа. Тогда

2 1200 \ 240 24

•1,2 = 12,2 сут.

5.ЧИСЛ0 оборотов цистерны за год по формуле (1.24) ;

Ч - п„= = 29,9 1/год.

6.Необходимое число вагонов-цистерн модели 15-897 (табл. 1.12) по формуле (1.23) ,. ....,,,...,,„.,

7-10

= 4611 щт.

0,842-60,3-29,9

7.Необходимое число электровозов при п„ = 60 по формуле (1.22)

4611

: 77 шт.

8.Капитальные затраты в железнодорожный транспорт при с,= 1,2105 руб и с„=5,6510з руб по формуле (1.21) . ;

Кд =1,2105 •77 + 5,65-10-4611 = 35,3-10 РУб

9.Приведенные годовые затраты в железнодорожный транспорт по формуле (1.15) будут равны

Пд = 27,72 • 10« + 0,12 • 35,3 • 10 = 31,956 • 10 руб/год.

10.Продолжительность навигационного периода по рекам Обь и Иртыш составляет 180 сут. Принимаем, что транспортировку нефти осуществляют речными танкерами со средней скоростью движения 300 км/сут. Коэффициент неравномерности работы водного транспорта Хз принимаем равным 1,25. Время погрузки и выгрузки для речных танкеров составляет 1 сут. Тогда полное время оборота танкера, определяемое по формуле (1.30), составит

1500 , + 1

•1,25 = 13,76 сут.

11.Число рейсов одного танкера в год по формуле (1.29)

Пбр =

13,1 1/год.

13,75

12.0бщая необходимая грузоподъемность всех танкеров по формуле (1.28) „ . 6

Г = - = 535000 т. 13,1

13.Стоимость сооружения дополнительных танкеров без учета силовых установок при Сбр= 40 руб/т по формуле (1.27) ; = 40 535000 = 21,4 • 10<i руб.

;/ 14.Необходимая суммарная мощность силовых установок всех танкеров при pg = 0,1 кВт/т по формуле (1.32)

Ng = 0,1 • 535000 = 53500 кВт.

15.Стоимость всех силовых установок танкеров при Сб=2000 руб/кВт по формуле (1.31)

: K*vft • Kg = 2 103 53500 = 107 10* руб.

1б.Принимая коэффициент заполнения емкости \ = 0,84, по формуле (1.34) находим емкость резервуарного парка, необходимую для приема нефти в межнавигационный период,

2-l-\Q 365-180

= 10,033 10 и\

0,842 365-0,84

17.Принимая стоимость сооружения единицы емкости Ср=20 руб/мз, по формуле (1.33) находим капиталовложения на сооружение емкости при V/V = 1,05

К, = 20 • 1,05 • 10,033 • 106 = 210,7 • 10« руб. 18.Суммарные капитальные затраты для транспортировки нефти водным транспортом

К, = 21,4 • 10« + 107 • 10« + 210,7 10« = 339,1 • руб. 19.Приведенные годовые затраты при водном транспорте Пз - 17,85 10« + 0,12 339,1 • 10<i = 58,542 • 106 руб/год.

Сравнивая приведенные расходы Пр=]6,510б руб/год, 11=31,956-106 руб/год. и П„=58,542-10б руб/год, заключаем, что наиболее экономичным является трубопроводный транспорт нефти, так как в этом случае приведенные годовые затраты наименьшие.

ГЛАВА

ОБЪЕМЫ ХРАНИЛИЩ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ t

Резервуарные парки в системе магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов, а также нефтебаз играют очень важную роль. Основное их назначение - выполнение роли буфера между поставщиком и получателем, компенсирующего неравномерности поставок и потребления нефти и нефтепродуктов. К числу других функций резервуарных парков относятся: создание запасов на случай возникновении сбоев в транспортной цепи, доведение качества нефти и нефтепродуктов до требуемого уровня, их замер и учет.

§2.1. Определение объема резервуарных парков в системе магистральных нефтепроводов

На магистральных нефтепроводах резервуарные

парки размещаются:

- на головной насосной станции; -г .

- на границах эксплуатационных участков;

- Б местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Полезный суммарный объем резервуарных парков нефтепроводов зависит от диаметра и протяженности последних (габл. 2.1).

•чзГя.,.,:;.,,.;-;,;,-щусу • Таблица 2.1

Рекомендуемые суммарные полезные объемы резервуарных парков нефтепроводов (единица измерения - суточный объем перекачки)