Об'єм резервуарного парку буде дорівнювати

V_р =[(«*-0-0,4 +2,5]. Q_ДОБ,

= 58170 м³ /добу,

V_p =[(2-1)·0,4+ 2,5]·58170 = 168700 м³.

Затрати на спорудження 1 км лінійної частини трубопроводу беремо із таблиці 2.7

С_Л= 77,5 тис.грн.

к_тр.л = 77,5 • 880 = 68200 тис. гри.

Приймаємо, що трубопровід повинен мати шість (одну головну і п'ять проміжних насосних станцій). Вартість спорудження насосних станцій беремо із таблиці 2.3:

С_ГПС ⁼ 8077 тис. грн .,

С_ППС ⁼ 2170 тис. грн.

Ціну 1 м³ місткості для розрахунків з урахуванням технологічних трубопроводів і допоміжних споруд приймаємо рівною 20 грн./м³.

Капіталовкладення в насосну станцію знайдемо за формулою (2.8)

к_тр.пс = 8077 + (6 -1) · 2170 +20-10^-3 ·168700 = 22301 тис.грн.

Територією України проходить 100 % траси (К_Р =0,99). Траса в основному пройде по рівнинно-горбистій місцевості (К_Т=1) (таблиця 2.4) Зведений коефіцієнт

K_3B=K_T ·K_P=1·0,99 = 0,99.

За формулою (2.12) розраховуємо капіталовкладення в трубопровідний транспорт:

К_ТР =0,99·(68200 + 22301) = 89596 тис.грн.

Зведені затрати на трубопровідний транспорт знаходяться за формулою (2.13):

Р_ТР =12,267·10⁶+0,15·89,596·10⁶=25,706·10⁶грн/рік.

18

На основі фактичних даних середньодобовий пробіг цистерни можна прийняти рівним (200-250) км/добу. Час завантаження і розвантаження порядку 4 годин. Коефіцієнт нерівномірності роботи залізничного транспорту лежить в межах 1-1,5.

Приймаємо

L₃= 240 км/добу, τ₃=4/24 діб, = 1,2 .

За формулою (2.15) визначимо повний оборот однієї цистерни

τ_п = • 1,2 = 11,2 доби.

Число оборотів цистерни за рік визначимо за формулою (2.16)

п_Ц = = 32,59 .

Вагон-цистерна (ТИП-60) вмістимість 60 м³. Визначимо необхідну кількість залізничних цистерн за формулою (2.17)

Ц= = 9891шт.

Необхідну кількість локомотивів знаходимо для маршруту, який складається з 50 цистерн:

Z= =198 шт.

При собівартості залізничного транспорту 0,33 коп./(т.км). Експлуатаційні затрати знайдемо за формулою (2.19)

З₃ = 0,33 • 10^-2 • 17 ·10⁶·1300 = 72,93 ·10⁶ грн./ рік .

Ціна одної цистерни вмістимістю 60 м³ рівна 5,65 тис. грн. Ціна одного електровоза вітчизняного виробництва в залежності від його потужності складає 66,8 ÷278 тис. грн., а одного тепловоза 104 ÷ 318 тис. грн. Виходячи з цього, визначаємо грошові затрати на залізничний транспорт за формулою (2.20)

К₃ = 0,2·10⁶·198 + 5,65·10³·9891 = 95,484·10⁶ грн. Зведені витрати в залізничний транспорт

Р₃ =72,93·10⁶ +0,12 ·95,484·10⁶ =84,388·10⁶ грн./год

Середня швидкість руху річкових барж за течією 130 км/добу, проти течії 90 км/добу. Коефіцієнт нерівномірності роботи водного транспорту &_ВД = 1,25. Час навантаження і розвантаження для річкових барж складає 1 добу. Повний час обороту однієї баржі визначимо за формулою (2.22)

19

τ_n = • 1,25 = 31,8 діб.

Кількість рейсів в рік знаходимо за формулою (2.23)

п_БР = = 8,803.

Загальна вантажопідйомність барж

Г = - =l,931·10⁶ т.

Ціна одиниці вантажопідйомності баржі

с_бр = 40 три./ т.

Затрати на спорудження додаткових барж без врахування силових установок

К_БР = 40 • 1,931 • 10⁶ = 77,24 • 10⁶ грн.

Потужності, що затрачуються на буксирування одиниці вантажу приймаємо рівними Р_Б =0,1 кВт/т .

Знайдемо сумарну потужність буксирів

N_Б = 0,1·1,931·10⁶=0,1931·10⁶ кВт.

Якщо прийняти, що ціна одиниці потужності складає С_Б = 2000 грн. / кВт, то капіталовкладення в буксири будуть рівними

К_Б =2·10³·0,1931·10⁶=386,2·10⁶ грн.

Коефіцієнт заповнення місткості φ = 0,95. Місткість резервуарного парку для приймання нафти в міжнавігаційний період визначимо за формулою (2.28)

V= = 9,482 • 10⁶ м³.

Капіталовкладення в спорудження необхідної місткості

К_V = 20·1,05·9,482·10⁶= 199,122·10⁶ грн..

Сумарні грошові затрати на водний транспорт

К_ВД = 77,24·10⁶+386,2·10⁶+199,122·10⁶ =662,562·10⁶ грн.

При середній собівартості водного транспорту рікою 0,17 коп./т.км експлуатаційні затрати знайдемо за формулою

3_ВД =0,17·10^-2·1300·17·10⁶=37,57·10⁶ грн/рік.

20

Зведені затрати при водному транспорті

Р_ВД =37,57·10⁶+0,12·662,562·10⁶ =117,077·10⁶ грн/рік.

Прийняття рішення.

Аналіз зведених затрат у різні способи транспортування ( ртр = 25,706 -10⁶ грн./рік, Р_з = 84,388 ·10⁶ грн./рік, Р_ВД = 117,077 ·10⁶ грн./рік) показує, що найбільш економічним є в даному випадку трубопровідний транспорт нафти, тому що він має найменші зведені затрати.

21

З ТЕХНОЛОГІЧНІ СХЕМИ НАФТОПЕРЕКАЧУВАЛЬНИХ СТАНЦІЙ

Перекачувальна станція — це складний комплекс інженерних споруд, яка призначена для подачі продукту,який перекачується в магістральний трубопровід. Принципова схема комунікацій, яка забезпечує проведення операцій з перекачування, називається технологічною.

Головна вимога при розробці технологічних схем — їх простота, можливість виконання всіх передбачених проектом технологічних операцій при мінімальній кількості запірної та регулюючої арматури і з'єднувальнних деталей, а також забезпечення мінімальної довжини технологічних трубопроводів.

У залежності від схеми приєднання насосів та резервуарів проміжних станцій виділяють наступні системи перекачування нафти та нафтопродуктів трубопроводами (рисунок 3.1) : постанційну, через один резервуар насосної станції, з підключеним резервуаром, з насоса в насос.

а - постанцшна схема;

б - через резервуар;

в - з підключеним резервуаром;

г - із насоса в насос;

I - насосний цех;

II - резервуар;

III - засувка.

Рисунок 3.1 - Системи перекачування .

22

При постанційній системі перекачування (див. рисунок 3.1, а) нафту приймають почергово в один із резервуарів станції, подачу на наступну станцію здійснюють з другого резервуара. Почергове заповнення і випорожнення резервуарів дозволяє досить точно врахувати кількість нафти, яка поступає з попередньої станції, і в той же час об'єми її відкачування на наступну станцію. При такій системі перекачування значні втрати нафти від випаровування, які викликаються "великими диханнями" резервуарів, тому її недоцільно застосовувати при перекачуванні сирої нафти і світлих нафтопродуктів. У тих випадках, коли на насосних станціях встановлюються поршневі або плунжерні насоси, цей спосіб перекачування нафти є основним .

При перекачуванні через один резервуар насосної станції (див. рисунок 3.1, б) нафта від попередньої станції поступає в резервуар, який служить буфером, і одночасно викачується з нього. Ця система не дозволяє проводити постанційний облік об'ємів нафти. Втрати нафти від випаровування великі внаслідок руху нафти в резервуарі, і ця схема так само, як і постанційна не рекомендується для перекачування сирої нафти та світлих нафтопродуктів. Більш досконала система перекачування з під'єднаним резервуаром (див. рисунок 3.1, в). Рівень нафти в резервуарі коливається в залежності від нерівномірності поступлення і відкачування нафти. При синхронній роботі рівень нафти в під'єднаній ємності залишається практично незмінним. Втрати нафти від випаровування в цьому випадку в значній мірі визначається лише втратами від "малих дихань".

Три вищеперелічені системи перекачування були породжені поршневими насосами, так як ці системи суттєво скорочують дію гідравлічного удару на трубопровід; при цьому резервуари відіграють роль буферних ємностей. При системі перекачування із насоса в насос резервуари проміжних станцій від'єднюються від магістралі (див. рисунок 3.1, г). їх використовують тільки для прийому нафти із трубопроводу під час аварій або ремонту. При від'єднаних резервуарах припиняються втрати від випаровування і повністю використовується підпір попередньої станції. Ця система передбачає повну синхронізацію і успішно використовується при обладнанні станцій відцентровими насосами.

Насосні станції з точки зору послідовності технологічних операцій можна розділити на наступні основні об'єкти: резервуарний парк, який складається із кількох резервуарів з приймальними і відпускними трубопроводами; насосний цех; маніфольд — відкрита площадка або закрите приміщення, де зосереджені засувки, зворотні клапани, фільтри і т. п.; камери пуску і прийому скребка.

У склад головних перекачувальних станцій входить резервуарний парк значної місткості для забезпечення безперебійної роботи трубопроводу, а при послідовному перекачуванні для накопичення певних партій нафтопродуктів. Звичайно місткість резервуарів на головних станціях приймають рівною об'єму двох-, тридобової пропускної здатності нафтопроводу. При послідовному перекачуванні місткість резервуарного парку головної станції визначається розрахункове і залежить від кількості циклів.

Резервуарні парки проміжних станцій мають невелику місткість для збирання нафти (часто резервуари взагалі відсутні).

23

Обв'язку резервуарного парку (рисунок 3.2) можна виконувати в двох варіантах. При варінті І колектор а-с служить для заповнення резервуарів I-IV через засувки з непарними номерами (1, 3, 5, 7 ), а колектор b-d є всмоктуючим, яким через засувки з парними номерами ( 2, 4, 6, 8, 10 ) нафта відкачується насосами станції.

Варіант І

Варіант II

З промысла №1 3 промысла №2 До нассосів

Рисунок 3.2 - Обв'язка резервуарного парку

24

При II варіанті обв'язки для кожного резервуара (I-IV) передбачається самостійний прийомно-відпускний трубопровід, а управління засувками ( 7-72 ) зосереджується в маніфольді. Ця схема дозволяє приймати нафту з різних промислів в будь-який резервуар і одночасно вести відкачування з будь-якої ємності.

На перекачувальних станціях сучасних магістральних трубопроводів переважно застосовують відцентрові насоси, які в більшості випадків з'єднані між собою послідовно. Обв'язка насосів повинна забезпечувати роботу насосної при переведенні в резерв будь-якого з агрегатів. Одна з основних умов при розробці схеми обв'язки - максимальне зменшення коефіцієнта резерву основного облад­нання.

На головних станціях передбачають встановлення підпірних насосів, які забезпечують безкавітаційну роботу основних насосів. Підпірні насоси, в залежності від їх характеристик, можуть бути з'єднані як послідовно, так і паралельно.

Обв'язка підпірних і основних насосів показана на рисунку 3.3

О - основні насоси; П - підпорні насоси; Ф - фільтри-брудоуловлювачі Рисунок 3.3 - Схеми під'єднання насосів

Технологічна схема головної станції показана на рисунку 3.4. Поступаючи на площадку головної перекачувальної станції, нафта проходить через камеру (площадку) фільтрів, де очищується від механічних домішок, а потім через вузол заміру і обліку колекторами через маніфольди надходить в будь-який із резервуарів. Після відстою нафта, проминувши маніфольд, поступає в підпірну насосну. Далі підпірні насоси подають нафту у всмоктувальну лінію основної насосної. Пройшовши послідовно робочі насосні агрегати і вузол з регуляторами

25

тиску, нафта через вузол запуску скребка поступає в магістраль.На головній станції проводять тільки пуск скребків або розділювачів.

1 - підпірна насосна; 2 - площадка фільтрів та лічильників з контрольним лічильником; 3 - основна насосна; 4 - площадка регуляторів тиску; 5 - площадка

пуску скребків

Рисунок 3.4 - Технологічна схема головної насосної станції

26

Приклад технологічної схеми проміжної насосної станції показано на рисунку 3.5. Нафта від попередньої станції з тиском, більшим або рівним необхідному для безкавітаційної роботи насосів, надходить через вузол підключення станції до магістралі, проходить фільтри-брудоуловлювачі і попадає у всмоктувальну лінію насосної. Насосними агрегатами нафта через регулюючі клапани і вузол підключення направляється в магістраль.

1 - перекачувальна станція; 2 - приміщення з регулюючими клапанами; З - пристрій прийому та запуску скребків; 4 - площадка з фільтрами-

брудоуловлювачами

Рисунок 3.5 - Технологічна схема проміжної насосної станції

Вузол підключення проміжної станції до магістралі має пристрої для прийому і запуску скребків або розділювачів, а також обвідну лінію, яка дозволяє здійснювати перекачування нафти трубопроводами при відключенні цієї станції.

У приведених технологічних схемах кожен з насосних агрегатів може бути резервним.

27