Нефтеперкачивающая станция

1.Прин. в качестве  первого прибл.значения l и Zcp  и Тср из предварительных вычислений. 

2.Опр. в первом  прибл. значение  Рк .

3.По изв. знач. РН  и Рк опр. ср. давление РСР.

4.Опр. средние  прив. давление PПР и темп. TПР.

Для расчета кон.давл. во втором прибл. вычис. уточ. знач. Тср. Для этого будем исп. велич. ср.удельной теплоемкости Ср, эффекта  Джоуля-Томсона  D i   и  коэфф.  а t, вычисл. при найд. знач. Рср  и Тср первого приближения.

 

 

Кср – ср. на участке общий коэфф.теплопередачи от газа  в окружающую среду, Вт/(м2×К).

6.Во втором  прибл. вычисляются PПР , TПР , m  и   Zcp.

7.Опр. значения Re, lТР и l.

8.Опр. кон. давление PК во втором приближении.

9.Если получ. результат отл. от предыдущего  прибл. более, чем на 1 %, имеет смысл  уточнить расчеты, выполняя третье  приближение, начиная с пункта 3. Если результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, переходим к след. пункту.

10.Уточ.ср. давление PСР.

Опр. кон. темп. газа

Расчет режима работы КС

Исх.данными для расчета режима работы КС

-Давл. и темп. газа на входе в КС (равные уточн. знач. давл. и темп. в конце линейного участка);

-Темп. окружающего  воздуха ТВОЗД ;

-Газовая постоянная R.

Для выбр. типа привода и центроб. нагнетателя по их паспортным данным необходимо знать:

-QНОМ – ном. производительность при ст.условиях;

-NeH – ном. мощность ГТУ;

-nН – ном. частоту вращения вала ЦН;

-nmin, nmax – диапазон возм. частот вращ.ротора ЦН;

-приведенную  характеристику ЦН.

Расчет режима работы КС выпол. в след.порядке:

 

-Опр. знач.давл.и  темп. газа на входе в ЦН. По  изв.составу газа, темп. и давл. на входе в ЦН опр. коэф. сжимаемости zВС;

-Опр. плотность  газа rВС и произв-сть нагнетателя при условиях всасывания QВС.

-Опр. треб. степень  повышения давления e.

-По униве. прив. характеристике ЦН опр.значения QПР, hПОЛ и [Ni /rВС]ПР. Значение QПР должно удовлетворять условию удаленности от зоны помпажа, то есть QПР ³ QПР min.

-Опр. внутренняя  мощность Ni, потребляемая ЦН

-Опр. мощность  на муфте привода Ne.

-Вычисляется  располаг. мощность ГТУ NeР

   

 

NeН – ном. мощность ГТУ;

kН – коэфф. тех. состояния по мощности;

kОБЛ – коэфф., учит. влияние системы противообледенения (при откл. системе kОБЛ=1);

kУ – коэфф., учит. влияние сист. утилизации тепла;

k t – коэфф., учит.влияние атм. воздуха на мощн.ГТУ;

TВОЗД, TВОЗДН –фактич. и ном. температура воздуха, К

Значения NeН, kН , kОБЛ , kУ , k t , TВОЗДН  принимаются по справочным данным ГТУ.

-Производится  сравнение Ne и NeP . должно выпол. условие     Ne £ NeP. При невыполн. этого усл.следует увел. число mН и повт. расчет режима работы КС начиная с пункта

-Опред. темп. газа  на выходе из ЦН

 

 

k – показатель адиабаты  прир. газа, k=1,31.

Далее последов. рассч.остальные лин. участки и режимы работы КС. 

 

PН=PНАГ - DPНАГ

 

PК=PВС + DPВС

 

 

Ж/д транспорт

полное время оборота 1 цистерны

Lжд – продолжительность железной дороги

lжд– среднесуточный пробег цистерны

- время погрузки и выгрузки

- коэфф. неравном. работы ж.д. тр-та

годовое количество оборотов цистерны

необходимое количество железнодорожных цистерн

Gr – грузооборот

q - вместимость одной цистерны

ρ – плотность

необходимое количество локомотивов, исходя из количества цистерн

Цм – столько цистерн у нас в маршруте (60-100) в зависимости от локомотива

капитальные затраты

Kжд=Сz*Z+Cц*Ц

Cz, Сц – стоимость одного локомотива и вагона цистерн

эксплуатационные затраты

Эжд=Sжд*Gr*Lжд

Sжд – средняя себестоимость железнодорожного транспорта

приведенные затраты

Ржд=Эжд+Е*Кжд

Е – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений

Речной транспорт

полное время оборота 1 баржи или танкера

Lвод – дальность перевозок груза по воде

l1 и l2 – суточный ход баржи или танкера по и против течения

- время погрузки и выгрузки  судов

- коэфф. неравном. работы  водного тр-та

годовое количество рейсов (оборотов) баржи или танкера

- продолжит. навигационного  периода

суммарную грузоподъемность всех барж необходимых для освоения груза

Gr – грузооборот

затраты на сооружение барж

Kбр=Сбр*Г

Сбр – стоимость единицы грузоподъемности баржи или танкера

суммарную мощность буксиров

Nб=Pб*Г

Pб – мощность затрачиваемая для буксировки единицы груза

стоимость необходимого количества буксиров для несамоходных барж

Kб=Сб*Nб

Сб – стоимость единицы мощности буксира

необходимую мощность резервуарного парка

- коэффициент запаса резервуара

капитальные вложения в соор.

Кv=Cp*V0

V0=1,05*V

Vo – практический объем установленных резервуаров

Cp – стоимость сооружения единицы емкости

капитальные вложения в водный транспорт

Kвд=Кбр+Кб+Кv

эксплуатационные затраты в водный транспорт

Эвд=Sвд*Gr*Lвд

Sвд – средняя себестоимость водного транспорта

приведенные затраты в  водн. транспорт

Рвд=Эвд+Е*Квд

Е – нормат. коэфф. эффективности капитальных

Трубопроводный транспорт

диаметр трубопровода

количество эксплуатационных участков

 

Lтр – длина трассы трубопровода

lуч.тр – длина одного эксплуатационного участка

вместимость резервуарного парка

Vp=3*Qсут=86,96*103 м3

м3/сут

350 – количество рабочих  дней в год

ρ – плотность нефти

0,95 – коэффициент использования  резервуара

 Капитальные вложения в линейную  часть трубопровода

Ктр.л=Сл*Lтр=56,6*103*400=22,64 млн.руб.

Сл – затраты на сооружение 1 км. линейной части трубопровода (по таблице 2) с учетом того, что строится основная магистраль

Сл=56,6*103 руб/км

капитальные вложения в перекачивающие станции

Ктр.пс.=Сгпс+(n-1)Сппс+Vр*Ср

n – общее число перекачивающих станций

Ср – стоимость 1 м3 установленной емкости

 

пусть n=4 шт

Строим новую площадку

тогда: Cгпс=3890*103 руб, Сппс=1669*103 руб.

Получаем: Ктр.пс.=3890*103+(3)*1669*103+86,96*103*20=10,636 млн.руб.

6) Учет топографических условий  пролегания и территориальной  принадлежности трасс трубопровода

   

Rti и Rpi – процентный состав участков с топографическими и региональными коэффициентами Kti и Кpi – от общей длины трубопровода

nt и np – количество участков

сводный поправочный коэффициент

Kсв=Кр*Кт=1*0,99=0,99

8) С учетом поправочного коэффициента определим полные капитальные вложения в трубопроводный транспорт

Ктр=Ксв*(Ктр.л+Ктр.пс)=0,99*(22,64*106+10,636*106)= 32,94 млн.руб

эксплуатационные затраты в трубопроводный транспорт

Этр=Sтр*Gr*Lтр=0,0013*8*106*400=4,16 млн. руб.

Sтр – себестоимость перекачки (определяем по таблице в зависимости от диаметра)

затраты в трубопроводный транспорт

Ртр=4,16*106+0,15*32,94*106=9,01 млн.руб.

Расстановка насосных станций

секундный расход нефти Qсек (м3/с)

Вязкость нефти ν=0,28 см2/с = 0,000028 м2/с

среднюю скорость течения нефти

режим течения

     

для новых чистых стальных сварных труб ∆=0,03÷0,1мм

гидравлический коэффициент λ

гидравлический уклон

     

полные потери напора H

         

напор развиваемый одной насосной станцией

1кг/см2=98,0665*103 Па

необходимое число рабочих станций

 

iл=0,296i=0,296*0,00599=0,00177

Hл=iл*100км=177м

Длина требуемого лупинга:

фактическую производительность

Отклонение по новому напору

Расчет необх. числа  перекач. станций

 

 

Расчет необход. числа КС