Строительство трубопровода

Введение

Глава I. Технологический расчет

§ 1. Задание и исходные данные

§ 2. Механический расчет трубопровода

1. Ориентировочное определение диаметра трубопровода в зависимости от производительности. Подбор ближайших двух значений диаметра

2. Определение толщины стенки и значения внутреннего диаметра трубопровода

3. Проверка на прочность

§ 3. Гидравлический и тепловой расчёты трубопровода

1. Определение суточного и секундного расхода

2. Проверка необходимости перекачки нефти с подогревом

3. Определяется коэффициент теплопередачи для подземного трубопровода

4. Проверка выгодности перекачки нефти с подогревом

5. Определение критической температуры и режима перекачки

6. Проводится расчет основных параметров для трубопровода диаметром 820 мм

6.1 Определение оптимальной температуры подогрева нефти

6.2 Определим потери напора на трение в трубопроводе между тепловыми станциями

6.3 Определение числа тепловых станций

6.4 Определение суммарных потерь напора на трение для всего трубопровода

6.5 Определение полных потерь напора

6.6 Определение числа насосных станций

7. Проведение расчета основных параметров для трубопровода диаметром 720 мм

7.1 Определение оптимальной температуры подогрева нефти

7.2 Определим потери напора на трение в трубопроводе между тепловыми станциями

7.3 Определение необходимого числа тепловых станций

7.4 Определение суммарных потерь напора на трение для всего трубопровода

7.5 Определение полных потерь напора

7.6 Определение числа насосных станций

8. Проведение расчета основных параметров для трубопровода диаметром 920 мм

8.1 Определение оптимальной температуры подогрева нефти

8.2 Определение потерь напора на трение в трубопроводе между тепловыми станциями

8.3 Определение необходимого числа тепловых станций

8.4 Определение суммарных потерь напора на трение для всего трубопровода

8.5 Определение полных потерь напора

8.6 Определение числа насосных станций

9. Определение капитальных, эксплуатационных и приведенных затрат. Сравнение вариантов по приведенным затратам и выбор наилучшего

10. Выбор основного оборудования

11. Выполняется уточненный гидравлический и тепловой расчет нефтепровода

11.1 Распределение температуры по участку нефтепровода

11.2 Распределение напора по длине трубопровода

11.3 Расстановка насосных станций

12. Выполняется построение Q-H характеристики трубопровода. Определяются границы режимов течения

§ 4. Основное и вспомогательное оборудование ПС

§ 5. Оборудование для подогрева нефти Глава II. Сооружение перехода под автомобильной дорогой методом горизонтального бурения

1. Прокладка защитных кожухов методом горизонтального бурения

2. Расчёт на прочность защитного кожуха

3. Расчёт мощности установки горизонтального бурения Глава III. Электрохимическая защита от коррозии

1. Защита трубопровода от коррозии

2. Расчет числа станций катодной защиты, определение их мощности и типа Глава IV. Расчет компенсаторов теплового линейного расширения трубопровода Глава V. Безопасность и экологичность проекта

1. Основные производственные опасности и вредности на проектируемом объекте

2. Перечень выполнения санитарных и противопожарных норм проектирования, строительства, правил техники безопасности, законов об охране труда

3. Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующие безопасность труда

4. Размещение оборудования и организация рабочего места

5. Средства и оборудование пожаротушения

6. Средства индивидуальной защиты

7. Приёмы безопасной работы

8. Охрана окружающей среды

9. Расчёт числа пеногенераторов, расхода пенообразователя и воды для системы подслойного тушения пожара нефти в резервуаре РВС-50 000

Глава VI. Экономический расчет

1. Характеристика проектируемого трубопровода

2. Определение капитальных вложений

3. Расчёт оборотных средств

4. Определение эксплуатационных расходов

5. Определение основных технико-экономических показателей

6. Оценка эффективности проекта Список литературы

Введение

Значение транспорта нефти, нефтепродуктов и газа в развитии нефтяной и газовой промышленности имеет огромное экономическое значение. По магистральным трубопроводам транспортируются весь добываемый газ, почти вся нефть, а также большая часть продуктов нефтепереработки. Удаленность областей потребления нефти, нефтепродуктов и газа от мест добычи и переработки ведет к увеличению протяженности вводимых в эксплуатацию трубопроводных систем.

В настоящее время в нашей стране и за рубежом добывается значительное количество как высоковязких нефтей, так и нефтей содержащих большое количество парафина и вследствие этого застывающих при сравнительно высоких температурах. Перекачка таких нефтей обычным способом крайне нерациональна, так как при температурах окружающей среды очень велико гидравлической сопротивление. Достаточно сказать, что иногда на участок трубопровода длиной 150 км необходимо было бы установить до 15 ПС для перекачки подобной высоко застывающей и парафинистой нефти. Снижение гидравлического сопротивления трубопроводов обеспечивается самыми различными средствами повышения текучести нефтей: смешение вязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов с маловязкими и совместная их перекачка, смещение и перекачка с водой, термическая обработка застывающих парафинистых нефтей и нефтепродуктов и последующая их перекачка, перекачка предварительно подогретых нефтей и нефтепродуктов, использование присадок депрессоров в нефти и др. В каждом случае выбор способа перекачки должен быть основан на имеющихся ресурсах и с помощью технико-экономических расчетов.

Например особенности месторождений высоковязкой нефти в Ханты-Мансийском АО:

— низкие температуры окружающей среды;

— попутный газ, только незначительная часть которого перерабатывается;

— большие расстояния от ЦПС месторождений до ближайших магистральных нефтетранспортных систем;

Все это предполагает использование перекачки нефти с предварительным подогревом. Причем подогрев производится в специальных печах, и энергия подогрева получается путем сжигания попутного газа.

Климатические данные района прохождения трубопровода Климат района эксплуатации трубопровода резко континентальный:

· абсолютный минимум температуры — минус 59⁰С,

· температура наиболее холодной пятидневки — минус 45⁰С,

· абсолютный максимум температуры — плюс 39⁰С,

· средняя высота снежного покрова на открытых участках — до 77 см, на лесных — до 150 см.

По данным СНиП 23.01 — 99* «Строительная климатология и геофизика» и Справочника по климату СССР «Температура воздуха и почвы», вып.17 для данного района получены следующие среднемесячные температуры воздуха и грунта на глубине 1,0 м.

Таблица 1.

Характеристика района прохождения трубопровода Трубопровод проходит в Нижневартовском и Сургутском районах Ханты-Мансийского авт. округа.

Нефтепровод начинается от КСП Северо-Варьеганского месторождения и подключен к узлу переключений задвижками центрального товарного парка II очереди обустройства Самотлорского нефтяного месторождения.

Трубопровод проходит в коридоре инженерных коммуникаций соединяющих Варьеганское и Самотлорское месторождения.

Значительная часть трассы расположена вдоль автомобильной дороги.

В геоморфологическом отношении трубопровод проходит по водоразделам рек Аган и Вах в пределах правой надпойменной террасы реки Оби. Трасса пересекает многочисленные ручьи, периодически действующие водотоки и реки Ван-Еган и Негус-Яун. Долины рек слабо разработаны.

Рельеф трассы равнинный, с общим наклоном к реке Оби.

Глава I. Технологический расчет трубопровод бурение коррозия тепловой

§ 1. Задание и исходные данные Задание:

Произвести технологический расчёт для строительства однониточной трубопроводной системы для транспортировки товарной нефти с подогревом.

В начале трассы необходимо сооружение резервуарного парка вместимостью, равной трехсуточному запасу нефтепродукта.

Исходные данные:

Плотность нефти: =950 кг/м³;

Кинематическая вязкость нефти:

при 263К — 1,2*10^-2 м²/с при 353К — 0,25*10^-4 м²/с Грузопоток трубопроводной системы: G=25 млн. т/год;

Протяженность трассы: L=153 км;

Высотная отметка начала трассы — 66 м, конца — 80 м и максимальная — около 110 м.

л_гр=1,9836(Вт/мК) — плотный песок.

Температура нефти в конце трубопровода должна быть выше температуры застывания нефти, а также для обеспечения нормальной работы насосов (всасывания) температура нефти на подходе к насосной станции (на приеме насосов) должна быть не ниже 303−308К.

Конечная температура нефти принимается равной 308К.

В технологический расчет нефтепровода входит решение следующих задач:

· Определение экономически наивыгоднейших параметров нефтепровода (диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода и число нефтеперекачивающих станций, а также число тепловых стаций);

· Определение местонахождения станций на трассе трубопровода;

· Расчет режимов эксплуатации нефтепровода Экономически наивыгоднейшие параметры определяют сравнением конкурирующих вариантов нефтепровода по рекомендуемы для заданной пропускной способности диаметра трубопровода. При нескольких значениях диаметра выполняют гидравлический и механический расчеты, определяющие (для каждого варианта) число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки трубопровода. Наилучший вариант находят по приведенным затратам, то есть экономическим расчетом.

Расположение нефтеперекачивающих станций определяется графически на сжатом профиле трассы. В расчет режимов эксплуатации входит определение давлений на станциях, подпоров перед ними и пропускной способности нефтепровода при условиях перекачки, отличающихся от расчетных; решается вопрос о регулировании работы нефтепровода.

Для расчета нефтепровода необходимы следующие данные: пропускная способность; зависимость вязкости и плотности нефти от температуры; температура грунта на глубине заложения трубопровода; механические свойства материала труб; технико-экономические показатели и чертеж сжатого профиля трассы.

§ 2. Механический расчет трубопровода

1. Ориентировочное определение диаметра трубопровода в зависимости от производительности. Подбор ближайших двух значений диаметра Пропускная способность — основной фактор, определяющий диаметр трубопровода и давление на станциях.

Из норм технологического проектирования для заданной производительности G = 25 млн. т/год выбираем рекомендуемое значение диаметра трубопровода D_н = 820 мм при рабочем давлении от 4,8 до 5,8 МПа.

Для нахождения оптимального диаметра трубопровода, кроме выбранного, принимаем ещё два конкурирующих диаметра — соседние, больший и меньший выбранного.

Окончательно получаем:

D₁=720 мм;

D₂=820 мм;

D₃=920 мм.

Дальнейший расчёт ведём для этих трёх диаметров трубопровода.

В соответствии с данными вариантами выберем давление перекачки. Допустим, что P=5,2МПа.

2. Определение толщины стенки и значения внутреннего диаметра трубопровода Согласно СНиП 2.05.06−85*, расчётная толщина стенки трубопровода определяется по формуле:

;

где p — максимальное рабочее давление;(p = 5,2 МПа);

n — коэффициент перегрузки (n? 1,15),

R₁ — расчетное сопротивление материала трубы:

;

По сортаменту намечаем для трубопровода трубы, выпускаемые Челябинским трубным заводом по ТУ 14−3-911−80 из листовой стали марки 17Г1С с основными характеристиками металла:

Предел прочности у_пр=520 МПа Предел текучести у_пр=360 МПа

R₁^н — нормативное сопротивление материала трубы (для стали 17Г1С R₁^н = 52 кГс/мм² = 52*10⁶*9,81 = 5,1012*10⁸ Па),

m — коэффициент условий работы = 0,75),

k₁ = коэффициент безопасности материала = 1,47,

k_н = коэффициент надежности = 1,0

Соответственно получаем:

3. Проверка на прочность Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении следует производить из условия; где ш₂ — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях принимаемый равным единице, при сжимающих определяемый по формуле

;

где у_ку — кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления б — коэффициент линейного расширения метала трубы, град^-1;

Е — модуль Юнга, МПа;

Дt — расчетный температурный перепад,⁰С;

м — переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона) б = 1,2*10^-5 [1/⁰C]

E = 2.1*10⁵ [МПа]

Дt = 10,0[⁰С] - из расчета разницы температур грунта летом и зимой.

Температура грунта зимой -3,1⁰С Температура грунта летом +6,9⁰С Для I варианта:

Для II варианта:

Для III варианта:

Условие выполняется для всех вариантов, следовательно толщина стенок определена правильно.

Результаты расчетов толщин стенок сводим в таблицу:

Таблица 2.

§ 3. Гидравлический и тепловой расчёты трубопровода

1. Определение суточного и секундного расхода Суточная подача рассчитывается из расчета 350 рабочих дней в году

где G — годовой объем перекачиваемой нефти Часовой расход Мгновенный расход

2. Проверка необходимости перекачки нефти с подогревом Расчет потерь на трение при перекачке по данному трубопроводу без подогрева.

Определение вязкости нефти при температуре грунта:

2.1 Определение режима потока Находим число Рейнольдса:

;

Вязкость берется при температуре грунта T_гр=270К

D₁=698:

D₂=794:

D₃=892:

Следовательно, для всех трех диаметров режим потока ламинарный.

2.2 Определение коэффициента гидравлического сопротивления в зависимости от режима потока Для ламинарного режима коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Стокса:

D₁=698 мм:

D₂=794 мм:

D₃=892 мм:

2.3 Определяются гидравлические уклоны

;

где 1,03 — коэффициент, учитывающий местные сопротивления на трубопроводе;

D₁=698 мм: (м/м)

D₂=794 мм: (м/м)

D₃=892 мм: (м/м)

2.4 Определяются полные потери напора

(м)

L_р — расчетная длина трубопровода

D₁=698 мм: (м),

D₂=794 мм: (м),

D₃=892 мм: (м).

Данные гидравлического расчета:

Таблица 3.

2.5 Определение числа насосных станций Пренебрегая местными потерями, запишем уравнение баланса напоров:

Т.к. (необходимый подпор для магистральных насосов), то уравнение можно записать в упрощенном виде:

где

Исходя из прочности арматуры и самого трубопровода максимальной рабочее давление не может превышать 5,2МПа, следовательно, напор создаваемый станцией не может превышать 560 м.

^(М)

Тогда число насосных станций: .

Данные по расчету числа насосных станций:

Таблица 5.

Так как, даже при самом лучшем варианте число станций на трубопровод длиной 123 км составляет 12 штук, то необходимость радикального улучшения реологических свойств нефти не вызывает сомнения.

Выбран вариант транспортировки нефти с подогревом. Так называемый «горячий» трубопровод.

3. Определяется коэффициент теплопередачи для подземного трубопровода Коэффициент теплопередачи для трубопроводов зависит от внутреннего б₁ и внешнего б₂ коэффициентов теплоотдачи, а также от термического сопротивления стенки трубы, изоляции, отложений и пр.:

где d — внутренний диаметр трубопровода; n — число слоев учитываемых при расчете; л_i — коэффициенты теплопроводности отложений, стали, трубы, изоляции и т. п.; d, D_i+1 — соответственно внутренний и наружный диаметры каждого слоя; D_H — наружный диаметр трубопровода.

В большинстве случаев для подземных трубопроводов б₁>> б₂ (то есть температура стенки равна температуре нефти в трубопроводе) и, следовательно, им можно пренебречь. Также для подземных и особенно теплоизолированных трубопроводов К_Л?К_Т, поэтому расчетные формулы упрощаются.

Коэффициент внешней теплопередачи, от трубопровода в окружающую среду определяется по формуле Форгеймера-Власова:

где

3.1 Определение коэффициента теплопередачи для трубопровода диаметром 820 мм Определяется коэффициент передачи тепла от внешней поверхности трубопровода в окружающую среду Определяется К, одинаковый для обоих участков:

3.2 Определение коэффициента теплопередачи для трубопровода диаметром 720 мм Определяется коэффициент передачи тепла от внешней поверхности трубопровода в окружающую среду Определяется коэффициент К, одинаковый для обоих участков.

3.3 Определение коэффициента теплопередачи для трубопровода диаметром 920 мм Определим коэффициент передачи тепла от внешней поверхности трубопровода в окружающую среду Определяется коэффициент К, одинаковый для обоих участков.

4. Проверка выгодности перекачки нефти с подогревом Аналитически условие выгодности подогрева определяется соотношением

где параметр Шу₀ и гидравлический уклон i₀ вычислены при температуре окружающей среды T₀: i₀l=h₀ — потери напора на трение в трубопроводе при перекачке без подогрева.

Стоимость единицы энергии расходуемой на подогрев, у_п=8,46*10^-6 коп/Дж, стоимость единицы механической энергии у_м=94,5 коп/(кВт*ч), общий К.П.Д. насосно-силового оборудования з_м=0,79.

4.1 Доказательство выгодности перекачки для диаметра 820 мм Число Рейнольдса при Т_гр

Течение ламинарное.

Потери напора на трение при Т_гр

Параметр Шухова при Т₀

Проверяется целесообразность перекачки с подогревом Условие выполняется — значит подогрев выгоден.

4.2 Доказательство выгодности перекачки для диаметра 720 мм Число Рейнольдса при Т_гр

Течение ламинарное.

Потери напора на трение при Т_гр

Параметр Шухова при Т₀

Проверяется целесообразность перекачки с подогревом Условие выполняется — значит подогрев выгоден.

4.3 Доказательство выгодности перекачки для диаметра 920 мм Число Рейнольдса при Т_гр

Течение ламинарное.

Потери напора на трение при Т_гр

Параметр Шухова при Т₀

Проверяется целесообразность перекачки с подогревом Условие выполняется — значит подогрев выгоден.

5. Определение критической температуры и режима перекачки Критическую температуру Т_кр, соответствующую переходу из турбулентного режима в ламинарный (и наоборот), определяют следующим образом. Исходя из критического значения параметра Re_кр ?2000, находим критическую кинематическую вязкость .

Затем по вискограмме или аналитически определяем Т_кр. Имеем

.

T_кр — температура, при которой режим становится ламинарным.

При Re_Крит = 2000 турбулентный поток переходит в ламинарный.

Определяем коэффициент крутизны вискограммы

5.1 Находится критическая температура для трубопровода диаметром 820 мм Так как критическая температура ниже чем конечная температура, то это значит, что на всей протяженности трубопровода будет существовать только турбулентный режим.

5.2 Находится критическая температура для трубопровода диаметром 720 мм Так как критическая температура ниже чем конечная температура, то это значит, что на всей протяженности трубопровода будет существовать только турбулентный режим.

5.3 Находится критическая температура для трубопровода диаметром 920 мм Так как критическая температура ниже чем конечная температура, то это значит, что на всей протяженности трубопровода будет существовать только турбулентный режим.

6. Проводится расчет основных параметров для трубопровода диаметром820мм

6.1 Определение оптимальной температуры подогрева нефти По условиям предупреждения закоксовывания теплообменников и сохранения легких фракций нефти температура подогрева должна быть не выше 343−348К. Расчет проводим для наиболее жестких условий эксплуатации трубопровода, когда температура на глубине заложения трубопровода имеет наименьшее значение, а именно T_гр=270К.

Также температура не должна превышать 323К, так как при этой температуре начинает разрушаться и отслаиваться изоляция трубопровода.

Изменение температуры нефти или нефтепродукта по длине трубопровода определяют по формуле Шухова

 — для турбулентной зоны;

Так как в трубопроводе существует только турбулентный режим течения, то использоваться будет число Шу только для этого режима течения.

Подставив числовые значения, получим:

Температура в конце трубопровода при существовании в трубопроводе двух режимов течения нефти определяется по следующей формуле:

;

Эта формула существенно упрощается если в трубопроводе есть только один режим течения жидкости, в нашем случае турбулентный:

Тогда температура в начале трубопровода Число Шухова линейно зависит от длины участка. Чем больше длина тем больше число Шухова и меньше температура в конце участка. В соответствии этому при заданной температуре в конце участка увеличение его длины приведёт к увеличению температуры подогрева нефти. Такие закономерности имеют место с увеличением диаметра трубопровода и коэффициента теплопередачи. Рост производительности напротив уменьшает число Шухова и соответственно увеличивает температуру в конце участка при фиксированной температуре подогрева, и уменьшает температуру подогрева при заданной температуре в конце участка.

Тогда Т_Н=Т_гр+(Т_к-Т_гр)· ехр (Шу).

Т_Н=336К, что превышает предел установленный температурной стойкостью изоляции трубопровода. Необходимо снизить Т_Н. Для этого необходима промежуточная тепловая станция. Предположим, что она находится посредине трубопровода. Тогда: l_н=76 500 м Пересчитываем Шу:

И, соответственно, Т_Н=320К.

Эта температура удовлетворяет всем условиям, предъявленным к начальной температуре подогрева нефти. Дальнейший перерасчет производится не будет.

Предыдущий расчет показал необходимость промежуточной тепловой станции. Расстояние между тепловыми станциями составляет

l_н=76 500 м Так как на всей протяженности участка трубопровода турбулентный режим течения нефти, то l_н=l_т=76 500 м

6.2 Определим потери напора на трение в трубопроводе между тепловыми станциями Потери напора на трение в трубопроводе между тепловыми станциями при наличии в трубопроводе только турбулентного режима определяют по формуле

Где h_и.т — потери в трубопроводе на трение при условии, что нефть или нефтепродукт по всей длине сохраняет начальную температуру t_н и течение турбулентное (изотермический режим при t_н), ;

Дт — поправка на неизотермичность течения.

;

где Ei — знак интегральной показательной функции, для которой имеются таблицы.

В большинстве случаев для подземных трубопроводов б₁>>K и, следовательно, слагаемым можно пренебречь, т. е. влияние радиального градиента температур практически не сказывается на потерях на трение.

Определяем кинематическую вязкость при T_н=320К

6.3 Определение числа тепловых станций

6.4 Определение суммарных потерь напора на трение для всего трубопровода

6.5 Определение полных потерь напора

Исходя из прочности арматуры и самого трубопровода максимальной рабочее давление не может превышать 5,2МПа, следовательно, напор создаваемый станцией не может превышать 560 м.

6.6 Определение числа насосных станций Запишем уравнение баланса напоров:

Т.к., то уравнение можно записать в упрощенном виде:

Тогда число насосных станций :

где

— напор создаваемый станцией, равен 560 м.

Тогда

Необходимо округлить полученное значение до целого в большую сторону, иначе напора может не хватить для прокачки заданного количества нефти. n=2

Принимаем расчетные значения T_н=320К; T_к=308К; T_гр=270К.

7. Проведение расчета основных параметров для трубопровода диаметром 720 мм Расчет производится аналогично предыдущему варианту.

7.1 Определение оптимальной температуры подогрева нефти Изменение температуры нефти или нефтепродукта по длине трубопровода определяют по формуле Шухова

 — для турбулентной зоны;

Так как в трубопроводе существует только турбулентный режим течения, то использоваться будет число Шу только для этого режима течения.

Подставив числовые значения, получим:

Температура в конце трубопровода при существовании в трубопроводе двух режимов течения нефти определяется по следующей формуле:

;

Эта формула существенно упрощается если в трубопроводе есть только один режим течения жидкости, в нашем случае турбулентный:

Тогда температура в начале трубопровода Т_Н=Т_гр+(Т_к-Т_гр)· ехр (Шу).

Т_Н=334К, что превышает предел установленный температурной стойкостью изоляции трубопровода. Необходимо снизить Т_Н. Для этого необходима промежуточная тепловая станция. Предположим, что она находится посредине трубопровода. Тогда:

l_н=76 500 м Пересчитываем Шу:

И, соответственно, Т_Н=319К.

Эта температура удовлетворяет всем условиям, предъявленным к начальной температуре подогрева нефти. Дальнейший перерасчет производится не будет.

Предыдущий расчет показал необходимость промежуточной тепловой станции. Расстояние между тепловыми станциями составляет

l_н=76 500 м Так как на всей протяженности участка трубопровода турбулентный режим течения нефти, то l_н=l_т=76 500 м

7.2 Определим потери напора на трение в трубопроводе между тепловыми станциями Определяем кинематическую вязкость при T_н=319К

7.3 Определение необходимого числа тепловых станций

7.4 Определение суммарных потерь напора на трение для всего трубопровода

7.5 Определение полных потерь напора Исходя из прочности арматуры и самого трубопровода максимальной рабочее давление не может превышать 5,2МПа, следовательно, напор создаваемый станцией не может превышать 560 м.

7.6 Определение числа насосных станций Запишем уравнение баланса напоров:

Т.к., то уравнение можно записать в упрощенном виде:

Тогда число насосных станций :

где

— напор создаваемый станцией, равен 560 м.

Тогда

Необходимо округлить полученное значение до целого в большую сторону, иначе напора может не хватить для прокачки заданного количества нефти.

n=4

Принимаем расчетные значения T_н=319К; T_к=308К; T_гр=270К.

8. Проведение расчета основных параметров для трубопровода диаметром 920 мм Расчет производится аналогично предыдущему варианту.

8.1 Определение оптимальной температуры подогрева нефти Изменение температуры нефти или нефтепродукта по длине трубопровода определяют по формуле Шухова

 — для турбулентной зоны;

Так как в трубопроводе существует только турбулентный режим течения, то использоваться будет число Шу только для этого режима течения.

Подставив числовые значения, получим:

Температура в конце трубопровода при существовании в трубопроводе двух режимов течения нефти определяется по следующей формуле:

;

Эта формула существенно упрощается если в трубопроводе есть только один режим течения жидкости, в нашем случае турбулентный:

Тогда температура в начале трубопровода Т_Н=Т_гр+(Т_к-Т_гр)· ехр (Шу).

Т_Н=339К, что превышает предел установленный температурной стойкостью изоляции трубопровода. Необходимо снизить Т_Н. Для этого необходима промежуточная тепловая станция. Предположим, что она находится посредине трубопровода. Тогда:

l_н=76 500 м Пересчитываем Шу:

И, соответственно, Т_Н=323К.

Эта температура удовлетворяет всем условиям, предъявленным к начальной температуре подогрева нефти. Дальнейший перерасчет производится не будет.

Предыдущий расчет показал необходимость промежуточной тепловой станции. Расстояние между тепловыми станциями составляет

l_н=76 500 м Так как на всей протяженности участка трубопровода турбулентный режим течения нефти, то l_н=l_т=76 500 м

8.2 Определение потерь напора на трение в трубопроводе между тепловыми станциями Определяем кинематическую вязкость при T_н=323К

8.3 Определение необходимого числа тепловых станций

8.4 Определение суммарных потерь напора на трение для всего трубопровода

8.5 Определение полных потерь напора Исходя из прочности арматуры и самого трубопровода максимальной рабочее давление не может превышать 5,2МПа, следовательно, напор создаваемый станцией не может превышать 560 м.

8.6 Определение числа насосных станций Запишем уравнение баланса напоров:

Т.к., то уравнение можно записать в упрощенном виде:

Тогда число насосных станций :

где

— напор создаваемый станцией, равен 560 м.

Тогда

Необходимо округлить полученное значение до целого в большую сторону, иначе напора может не хватить для прокачки заданного количества нефти.

n=2

Принимаем расчетные значения T_н=323К; T_к=308К; T_гр=270К.

9. Определение капитальных, эксплуатационных и приведенный затрат. Сравнение вариантов по приведенным затратам и выбор наилучшего Приведенные затраты:

где К — суммарные капиталовложения;

Е_н — нормативный коэффициент капиталовложений (банковский процент):

Е_н =0,15;

Э — эксплуатационные расходы.

Суммарные капиталовложения определяются суммой:

;

Здесь С_Л — капитальные вложения на 1 км трубопровода;

С_гс и С_пс — капиталовложения соответственно в одну головную и одну промежуточную (без резервуарного парка) насосные станции;

С_пср — капиталовложения в одну промежуточную насосную станцию с резервуарным парком

;

С_р — стоимость единицы объема резервуарного парка;

L_тр — расстояние транспортировки по трубопроводу;

l — длина эксплуатационного участка трубопровода;

Оптимальным является вариант с наименьшими приведенными затратами.

где К — капитальные затраты на строительство трубопровода;

l_р — протяженность участков трубопровода, проходящих по районам, к которым применяется территориальный коэффициент К_тер;

Эксплуатационные расходы рассчитывают по формуле

;

где К_л — капитальные вложения в линейную часть с учетом всех поправочных коэффициентов;

К_ст — капитальные вложения в насосные станции с учетов поправочных коэффициентов;

З_э — затраты на электроэнергию

;

б₁ — годовые отчисления в долях единицы на амортизацию станций (б₁ = 8,5% от капитальных затрат станции);

б₂ — годовые отчисления в долях единицы на амортизацию линейной части трубопровода (б₂ = 3,5% от капитальных затрат на трубопровод);

б₃ — годовые расходы на текущий ремонт станций (б₃ = 1,3%);

б₄ — годовые расходы на текущий ремонт трубопровода (б₄ = 0,3%);

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

Н_ст — дифференциальный напор, развиваемый одной станцией;

К_с — коэффициент, учитывающий снижение расхода электроэнергии при сезонном регулировании перекачки (можно принимать =1);

з_н и з_н — КПД насоса и электродвигателя;

N_с — расход электроэнергии на собственные нужды насосной станции;

С_э — стоимость 1 кВт*ч электроэнергии;

З_т — затраты на воду, смазку, топливо;

З_з — заработная плата;

П — прочие расходы (0,25% от зарплаты).

Данные по приведенным затратам:

Таблица 6.

Сравнение результатов расчетов для трех вариантов показывает, что оптимальным является вариант с D₂=820 мм. Для данного диаметра проводятся все дальнейшие расчеты.

10. Выбор основного оборудования По заданной пропускной способности (Q=0,87 м³/с) в качестве основного выбираем насос НМ 5000−210 со сменным ротором на подачу 2500 м³/ч. При подаче 3200 м³/ч этот насос развивает около 190 м Исходя из прочности арматуры и самого трубопровода максимальной рабочее давление не может превышать 5,2МПа, следовательно, напор создаваемый станцией не может превышать 560 м.

Следовательно, необходимо последовательно соединить три таких насоса, чтобы достигнуть планируемого напора. Также необходимо один насос иметь в резерве.

В качестве подпорного выбираем насос НМП 3600−78.

Произведем пересчет характеристик насоса НМ 5000−210 с воды на нефть.

По табл. 20 для НМ 5000−210 D₂=45см, в₂=6,9 см. Тогда:

По таблице 21 определим поправочные коэффициенты К_а=1,0; К_н=1,0 и К_з=1,0. Следовательно, характеристики насоса при работе на нефти остаются такими же, как при работе на воде.

Поскольку выбранные нами насосы комплектуются на заводе электродвигателями, следует проверить, соответствует ли мощность электродвигателей потребной насосу мощности.

Напор развиваемый насосом НМ 5000−210 со сменным ротором на подачу 2500 м³/ч при Q_ч=3150 м³/ч, составляет 190 м. При этом з_н=0,87%. Тогда:

Это меньше номинальной мощности электродвигателя СТД 2500−2, и, следовательно, перегрузки не будет.

Также выбирается подпорный насос НМП 3600−78.

Необходимо 2 насоса: 1 рабочий и 1 в резерве, так как ГНПС имеет резервуарный парк.

Для подпорного насоса НМП 3600−78

Этот насос комплектуется электродвигателем ДС-118/44−6 номинальной мощностью 800 кВт, и, следовательно, перегрузки не будет.

11. Выполняется уточненный гидравлический и тепловой расчет нефтепровода

11.1 Распределение температуры по участку нефтепровода описывается уравнением

где i — гидравлический уклон, вычисляется по формуле ;

х — координата участка трубопровода;

11.2 Распределение напора по длине трубопровода описывается уравнением

;

Дт — поправка на неизотермичность течения.

;

где Ei — знак интегральной показательной функции, для которой имеются таблицы.

В большинстве случаев для подземных трубопроводов б₁>>K и, следовательно, слагаемым можно пренебречь, т. е. влияние радиального градиента температур практически не сказывается на потерях на трение.

Тогда уравнение примет вид:

.

Суммарные потери напора на трение для участка трубопровода:

Полные потери напора для участка трубопровода:

11.3 Расстановка насосных станций Расстановка нефтеперекачивающих станций производится на сжатом профиле трассы по методу В. Г. Шухова (рис. 1).

Исходя из прочности арматуры и самого трубопровода максимальной рабочее давление не может превышать 5,2МПа, следовательно, напор создаваемый станцией не может превышать 560 м.

— напор создаваемый станцией, равен 560 м.

Следовательно на данном участке НС имеет некоторый запас мощности, и, соответственно, имеется возможность располагать ПНС в каких-то пределах. В данном случае от 75 до 80 км трассы.

Для обеспечения лучшей нормальной работы насосов и в целях экономии средств на капитальных затратах на строительство НС и ТС, данные станции совмещаются в насосно-тепловую станцию (НТС).

Рис. 1 Профиль трассы трубопровода и линии усредненных гидравлических уклонов Данный график представляет расчет потерь через усредненное значение гидравлического уклона.

Известно, что гидравлический уклон изменяется в зависимости от вязкости. Это его изменение показано в листе 2.

Участок между ПНТС и Белозерской НС рассчитывается аналогично участку между Варьеганским ЦПС и ПНТС, и имеет одинаковые с ним основные характеристики.

12. Выполняется построение Q-H характеристики трубопровода Определяются границы режимов течения.

Величина определяется по формуле, приняв Т_кр=Т_н,

Таким образом, при расходах до в трубопроводе будет только ламинарный режим.

Для определения используем следующие уравнения:

и ,

приняв что l_Т=l,

Тогда

Решаем полученную систему уравнений и находим

Таким образом при расходах от до в трубопроводе будет наблюдаться два режима: на начальном участке (в диапазоне температур 327−303К) турбулентный, а на оставшейся длине трубопровода (температура ниже 303К) — ламинарный.

При расходах выше по все длине трубопровода будет только турбулентный режим.

Также производится проверка режима работы трубопровода в летнее время. Вязкость транспортируемой нефти уменьшается и поэтому возникает опасность нарушения режима работы нефтепровода.

Регулирование работы НС выполнятся путем изменения температуры подогрева нефти. Летом ее необходимо снижать. Характеристика остается той же.

Рис. 2. Напорная характеристика трубопровода Рис. 3 Характеристика насоса Выполняется суммирование напоров всех насосов насосный станций трубопровода для определения рабочей точки:

Рис. 4 Суммарная характеристика насосов проектируемого трубопровода.

Строится совмещенная характеристика трубопровода и насосов, где и определяется рабочая точка:

Рис. 5 Совмещенная характеристика 6 магистральных насосов НМ 5000−210, 1 подпорного НМП 3600−78 и трубопровода.

§ 4. Основное и вспомогательное оборудование НМ

1. Объем резервуарного парка на ГНС Объем резервуарного парка определяется из расчета трехдневного запаса нефти или нефтепродукта на ГНС в случае перебоя с поставками нефтепродукта и избежания простоя трубопровода, который может привести к материальным издержкам на неустойку.

Объем резервуарного парка:

Для хранения такого объема нефти необходимо установить 5 резервуаров объемом 50 000 м³ с плавающей крышей, для уменьшения потерь нефти.

Их размер:

Диаметр — 60,7 м Высота — 18 м

2. Основное и вспомогательное оборудование НПС Основным оборудованием на НС считаются магистральные насосы. На проектируемой станции используются магистральные насосы с приводом от электродвигателя. Нормальная работа МН обеспечивается вспомогательными системами: маслоснабжением, охлаждением и пр.

Установка для смазки подшипников насоса и электродвигателя.

Заполнение системы происходит при помощи шестеренчатого насоса. Масло направляется в бак. Во время работы насосного агрегата маслоснабжение осуществляется при помощи самовсасывающего насоса, которые соединен непосредственно с валом основного насоса. Этот насос забирает масло из бака и подает его в напорную линию системы смазки. Масло проходит фильтры, маслоохладитель и направляется к подшипникам.

3. Система смазки НПА Масляное хозяйство насосной станции состоит из централизованной системы смазки отдельных агрегатов, общестанционной системы хранения чистого и отработанного масла и системы маслораспределения.

Система хранения и распределения масла включает в себя склад масел, систему маслопроводов чистого и отработанного масел, цех регенерации, оборудованный установками для очистки и восстановления масла и насосами для подачи масла в насосный цех.

Централизованная система смазки и охлаждения подшипников служит для подачи масла под напором к насосным агрегатам и самостоятельного отвода его в масляные баки. Для этого от блока насосов масляной системы прокладывают распределительные трубопроводы, к которым присоединяют аккумулирующий блок, отдельно стоящий на высоте не менее 3,6 м. Бак служит для снабжения подшипников маслом во время остановки электродвигателей при перерывах в электроснабжении насосных станций.

4. Установка для охлаждения насосного агрегата Эта установка предназначается для охлаждения сальников основного насоса, трансмиссионных подшипников, маслоуловителей системы смазки и воздухоохладителя электродвигателя. Воздухоохладитель находится в специальной нище в фундаменте под электродвигателем. Выходящий из электродвигателя горячий воздух охлаждается в воздухоохладителе водой, поступающей из коллектора. Из того же коллектора холодная вода подается к остальным узлам насосного агрегата.

Для охлаждения НА требуется значительное количество воды, больше чем на все остальные нужды. Поэтому целесообразно предусматривать систему оборотного водоснабжения с теплообменниками. Вода в систему подается ЦБН, один из которых резервный.

5. Пункт пуска-приема очистных устройств Для поддержания пропускной способности нефтепровода необходимо очищать его от отложений парафинов. Наиболее эффективным способом очистки внутренней поверхности трубопровода является в настоящее время очистка с помощью скребков. Разработано много конструкций металлических скребков, в которых чистящим элементом являются диски, ножи и проволочные щетки. Скребки разных конструкций различны по эффективности удаления отложений со стенок трубы, по износостойкости и проходимости. При регулярной очистке трубопровода металлические скребки могут без чрезмерного износа проходить до 100 км. По мере движения скребка по трубопроводу трение ножей и щёток о стенки трубопровода становится слабее вследствие налипания на части скребка парафина. Скорость, необходимая для движения скребка должна быть не менее 1,2−1,5м/с. Хорошей проходимостью обладают резиновые шаровые разделители, которые предназначаются для очистки трубопровода от парафинов. Лучше применять резиновые шары, оплетенные металлической цепью, или шаровой резиновый скребок типа СШ, изготовленный из износоустойчивой резиновой смеси с пластмассовыми и металлическими резцами круглой формы, запрессованными в его оболочку с внешней стороны. Оптимальная периодичность пропускания скребков зависит от скорости запарафинивания трубопровода либо его засорения. Запарафинивание нефтепровода снижает его пропускную способность, чем больше интервал между запусками скребка, тем больше будут убытки. Однако чем меньше интервал между запусками скребков, тем больше будут затраты на скребки. Оптимальная периодичность пропуска скребков соответствует варианту, когда сумма убытков от запарафинивания трубопровода и затрат на пропуск очистных устройств минимальна.

§ 5. Оборудование для подогрева нефти Для подогрева нефти и нефтепродуктов насосно-тепловые и тепловые станции оборудуют подогревателями различных конструкций.

Резервуары головной станции оборудуют трубчатыми подогревателями (змеевиковыми или секционными). Нагрев в резервуаре нецелесообразен из-за больших потерь тепла от стенок резервуара в окружающую среду и увеличения потерь легких фракций за счет усиленного испарения при подогреве. Для снижения потерь тепла резервуары можно оборудовать тепловой изоляцией.

Подогрев до температуры перекачки производится в паровых или огненных подогревателях.

Наибольшее распространение из паровых подогревателей получили многоходовые теплообменники с плавающей головкой В данном дипломном проекте предполагается подогрев нефти в огневой радиантно-конвекционном подогревателе.

Он представляет собой печь, топливом для которой может быть газ или перекачиваемый продукт или нефть.

На листе 7 представлена принципиальная схема радиантно-конвекционной печи.

Краткое описание ПТБ (печь трубчатая блочная)

1. Назначение.

Печь ПТБ — 10 предназначена для подогрева сырой нефти.

Сырая нефть подходит к печи двумя потоками, каждый поток разделяется перед входом в печь на 4 участка. Далее она протекает вверх через 8 труб каждого участка.

2. Топливный газ.

Топливный газ поступает в форме нефтяного попутного газа.

К горелкам печи газ поступает по трём линиям:

линия подачи основного газа байпасная линия линия запального газа На линии основного газа установлены: (по ходу газа к горелкам)

1 — рабочая задвижка

2 — фильтр газовой пыли

3 — полноподьёмно-предохранительный клапан (ППК)

4 — регулирующий клапан (РК)

5 — рабочая задвижка

6 — клапан — отсекатель Ду 100

7 — клапан — отсекатель Ду 100

8 — рабочая задвижка перед горелкой (4 шт.)

Линия запального газа врезана отводом из линии основного газа На ней установлены: (по ходу газа к горелкам)

10 — рабочая задвижка подачи газа

11 — клапан — отсекатель Ду 25

12 — клапан — отсекатель Ду 25

13 — рабочая задвижка перед горелкой (4 шт.)

3. Продувочный газ.

Продувочным газом является газ, который выходит из промежуточных клапанов, клапанов — отсекателей, а также из клапана ППК

4. Промывочный газ.

Промывочный газ есть смесь газа и воздуха, который перед вводом в эксплуатацию печи продувается.

Линии промывочного газа Ду 25 врезаны в линии основного и запального газа, затем выводятся выше камеры сгорания в атмосферу.

5. Работа печной установки.

5.1 Предпосылки:

наличие протоколов о проведённых испытаниях наличие вспомогательной электроэнергии наличие расхода нефти через трубную систему печи наличие топливного газа в печи продувка промывочного газа.

правильная настройка газо-воздушного соотношения согласно местного состава газа в блоке управления и сигнализации открытие задвижек должно гарантировать равномерный расход газа на основных горелках и горелках запального газа

5.2 Пуск печи в работу.

крышка регулирования воздуха закрывается задвижка воздуха перед топочными камерами открываются включается вентилятор (показывает мигающим светом) крышка регулирования воздуха должна в течении 2−3 х минут, чтобы проветрить топочные камеры и камеру теплоносителя после окончания времени проветривания крышка регулирования запирается и мигающий свет переходит на непрерывный свет открыть задвижку запального газа давление запального газа должно быть больше 0,4 кг/см2 избыточного давления при готовности к розжигу печи, начинается процесс розжига немного открыть крышку регулирования воздуха нажать кнопку старта устройство зажигания приводится в действие не менее 3 мин открываются клапана — отсекатели запальные форсунки зажигаются, и реле контроля горения даёт сигнал мигающим светом, что запальные форсунки зажглись задвижкой отрегулировать устойчивость запальных факелов если все или хотябы одна горелка не зажглась в течении 15−20 сек, проветриваются камеры сгорания и камера теплоносителя, и процесс растопки с изменённой регулировкой газа или воздуха повторяется если запальные горелки работают устойчиво, необходимо открыть задвижку основного газа нажатием кнопки выключателя открыть клапана — отсекатели. Сигнал мигающим светом реле контроля горения переходит на непрерывный свет при устойчивом горении главных факелов, нажатием кнопки закрываются клапана — отсекатели, и этим самым отключаются запальные форсунки задвижки запального газа закрываются.

Этим пуск печи закончен.

Система контроля и автоматики позволяет оператору следить за ходом процесса подогрева нефти и обеспечивает автоматическую защиту печи при нарушении заданного технологического режима. Присутствие рабочего персонала во время работы печи обязательно. Пропускная способность одной печи — 800 м³/ч, при этом печь нагревается от 35⁰ до 65⁰С. Максимальное рабочее давление нефти на входе в змеевик не должно превышать 6,5МПа. Теплопроизводительность печи составляет 10 500кВт, а КПД достигает 0,77, что свидетельствует о ее высокой тепловой эффективности.

Глава II. Сооружение перехода под автомобильной дорогой методом горизонтального бурения

1. Прокладка защитных кожухов методом горизонтального бурения Проектируемый нефтепровод на своём пути пересекает ряд автомобильных дорог.

Подземные переходы трубопроводов через автомобильные дроги дороги должны выполняться в соответствии со СНиП 2.05.06. — 85. 3]

Прокладывать трубопроводы под автомобильными дорогами можно двумя способами: обычным (открытым) и бестраншейным (закрытым).

В первом случае нормальная работа транспорта нарушается, так как насыпь подвергается разрытию (рытье траншей) и дорога перекрывается на время работ, а для транспорта устанавливается временный объезд. При сооружении перехода трубопровода под объектом открытым способом используются обычные машины, применяемые при строительстве линейной части трубопровода.

Для того чтобы не прерывать движения транспорта, сооружение перехода в основном ведется бестраншейным способом.

Прокладка трубопроводов осуществляется в специальные металлические кожухи, защищающие трубопровод от воздействия внешних нагрузок, грунтовых вод и блуждающих токов, а дорогу — от разрушения при авариях трубопровода и разрытия в случае ремонта последнего. Диаметр трубы-кожуха принимается на 100−200 мм больше диаметра трубопровода.

Сооружение перехода начинается разработкой горизонтальной скважины с одновременной закладкой в нее трубы — кожуха. Затем в патрон помещают рабочую трубу, опирающуюся на дно патрона через специальные ползунковые или роликовые опоры, предохраняющие её изоляцию от повреждения.

Разработка скважин и прокладка трубы — кожуха совместно с соответствующими им подготовительными работами занимает основную долю в общем объеме работ по сооружению перехода.

Принята следующая классификация методов бестраншейной прокладки трубопроводов:

— прокол;

— продавливание;

— проталкивание;

— бурение.

Каждый метод имеет свои преимущества и недостатки, а, следовательно, и свою область рационального применения.

Метод горизонтального бурения — один из наиболее механизированных. Сущность его состоит в механической разработке горизонтальной скважины с одновременной или последующей прокладкой в нее трубы — патрона. Существует большое число машин, работающих этим методом.

В современной практике строительства предпочтение отдается способам сухой разработки и удаления грунта. Широкое распространение получили шнековые машины горизонтального бурения, среди которых установки типа УГБ (ГБ) наиболее совершенны. Принцип действия этих машин основан на непрерывной механической разработке грунта специальной фрезой и его эвакуацией из скважины свободноплавающим шнеком.

Особенности данного метода:

— разработка грунта по площади сечения скважины несколько опережает продвижение защитного кожуха (трубы-патрона) в скважину;

— работка и удаление грунта производится одновременно.

Прокладку кожухов методом горизонтального бурения осуществляют либо путем последовательного наращивания их звеньями, либо на всю длину предполагаемой прокладки.

Подготовка участка перехода трубопровода под дорогой и монтаж машины производятся следующим образом. По обеим сторонам дороги в месте сооружения перехода отрывают рабочий и приемный котлован. Рабочий котлован представляет собой траншею, длина которой на 8−12 м больше длины прокладываемой трубы, а ширина в верхней части на 1−2 м больше ширины машины и в нижней — на 1−1,5 м больше наружного диаметра трубы. Котлован должен быть на 0,7−1 м глубже проектной отметки положения нижней образующей трубы — патрона. В конце рабочего котлована отрывается поперечная траншея шириной 1−1,5 м и длиной 7−10 м под якорь. Она образует с рабочей траншеей фигуру в виде буквы Т. На дно рабочего котлована устанавливают роликовые опоры на расстоянии 6−10 м друг от друга. На бровке рабочего котлована выкладывают, стыкуют и сваривают трубы. Длина изготовленной таким образом трубы должна быть на 6−8 м больше необходимой длины скважины. В готовую трубу «затаривается» шнек при помощи бульдозера и трубоукладчика. Затем трубу — патрон с уложенным шнеком и укрепленной на его конце режущей головкой спускают в рабочий котлован при помощи двух трубоукладчиков и укладывают на роликовые опоры. На задний конец трубы устанавливают и закрепляют стяжными хомутами саму машину, одновременно соединив конец шнека с валом привода. В поперечную траншею укладывают якорь в виде специального упорного бруса или двух труб диаметром 426−529 мм. К брусу крепят кран — блок полиспаста и запасовывают в систему блоков трос, идущий от лебедки.

При включении установки шнек с режущей головкой начинает вращаться. Зубья режущей головки, оснащенные твердым сплавом, разрушают грунт, который подхватывается шнеком и транспортируется до противоположного конца трубы-патрона, где высыпается на дно траншеи. Режущая головка разрабатывает скважину несколько большего диаметра, чем диаметр прокладываемой трубы-патрона, исключая обжатие грунтом и снижая тем самым усилие подачи трубы-патрона. Возникающие при работе машины сопротивления вращению рабочей головки и шнека создают реактивный момент, стремящийся опрокинуть установку. Для предотвращения этого последняя поддерживается трубоукладчиком на протяжении всего процесса бурения.

Практика широкого применения машин горизонтального бурения при строительстве магистральных трубопроводов выявила их более высокие эксплуатационные качества по сравнению с другими подобными механизмами.

При выборе места подземного перехода магистрального трубопровода необходимо соблюдение следующих условий:

— длина кожуха (патрона), прокладываемого на переходе, должна быть минимальна;

— пересечение трубопровода с дорогой осуществляется под прямым углом (иногда угол пересечения допускается меньше 90є, но он не должен быть меньше 60є);

— кожух перехода размещается в относительно сухих грунтах;

— не разрешается прокладка трубопровода через тело насыпи.

Конструктивные параметры установок: диаметр резущей головки, диаметр, шаг и длина шнека, угол подъема наружной образующей винтовой линии шнека.

Рабочие параметры считаются: частота вращения шнека и режущей головки, скорость бурения, подача и толщина стружки, производительность шнекового транспортера и другие.

2. Расчёт на прочность защитного кожуха

Наружный диаметр трубопровода:

D_Н = 820 мм, Материал кожуха:

Сталь 17Г1С,

Предел текучести стали:

_т = 350 МПа [10],

Угол внутреннего трения грунта:

_гр = 30⁰ [7],

Диаметр кожуха:

D_K = 1020 мм.

Ширина пролета естественного свода обрушения:

Высота естественного свода обрушения:

f_кр = 0,8 [14]

Вертикальное давление грунта:

Коэффициент перегрузки:

n_гр = 1,2 [7]

_гр — плотность грунта (песок),

_гр = 1100 [7]

Боковое давление грунта:

Давление от подвижного транспорта автомобильной дороги:

n_ПТ — коэффициент перегрузки от подвижного транспорта,

n_пт = 1,2 [7]

А — коэффициент, зависящий от глубины заложения кожуха, для автомобильной дороги Н = 2 м,

А = 0,4 [7],

q — нагрузка от подвижного автотранспорта:

q = 4099,16 [7]

Изгибающий момент:

С — коэффициент, учитывающий всестороннее сжатие кожуха,

С = 0,25 [7]

Поперечное усилие:

Толщина стенки кожуха:

R₂ — расчетное сопротивление материала кожуха:

R₂^H — нормативное сопротивление растяжению (сжатию) кожуха,

R₂^H = _T [10],

R₂^H = 350МПа,

m — коэффициент условий работ,

m = 0,9 [3],

k₂ — коэффициент безопасности по материалу,

k₂ = 1,15 [7],

k_H — коэффициент надёжности,

k_H = 1,0 [7]

В соответствии с рекомендациями выбираем максимальную толщину стенки кожуха для диаметра 1020 мм _к = 11 мм.

3. Расчёт мощности установки горизонтального бурения

При бурении скважины мощность расходуется на:

— разрушение грунта;

— транспортирование грунта из забоя;

— продвижение кожуха в скважине.

Мощность двигателя установки:

N_г — мощность, затрачиваемая на работу режущей головки, Вm

R_скв — радиус скважины,

[7]

V_б — механическая скорость бурения,

V_б = 1,39 10^-3 [12]

к — коэффициент удельного сопротивления резанию,

к = 9,8МПа [12]

N_ш — мощность, необходимая для работы шнекового транспортера, Вm

М_кр — крутящий момент на приводном валу шнека,

[12]

n — скорость вращения шнека,

m — коэффициент пропорциональности,

m = 0,12 [12]

N_l — мощность, необходимая для продвижения кожуха в скважину, Вm,

K_f — приведенный общий коэффициент сопротивления трения кожуха о грунт,

K_f = 2,5 [12],

q — вес одного метра длины кожуха,

q_ш — вес шнека,

q_ш = 1373,4

q_гр — вес грунта, заполняющего трубу-кожух при работе машины,

r_k — внутренний радиус кожуха,

q_k — вес одного метра только кожуха,

D_k — наружный диаметр кожуха, м

d_k — внутренний диаметр кожуха, м

_сm — плотность стали,

_сm = 7850 [12]

L_скв — длина скважины,

L_скв=50м [7]

— КПД трансмиссии,

= 0,8 [12]

По результатам расчёта выбрана установка горизонтального бурения ГБ-1421: [7]

— мощность двигателя ;

— скорость вращения шнека

— скорость бурения

Глава III. Электрохимическая защита от коррозии Коррозия — разрушение металлов вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с внешней средой.

Эффективная и качественная защита стальных магистральных нефтепроводов от коррозии имеет большое значение. Убытки, причиняемые коррозией метолов значительны, а связанные с ней повреждения трубопроводов нередко приводят к серьезным авариям и нарушением технологического процесса перекачки нефти, поэтому долговечность линейной части магистрального нефтепровода и безопасность его эксплуатации во многом зависят от того, насколько хороша его защита от коррозии.

По характеру взаимодействия металла с окружающей средой различают 2 типа коррозии: химическую и электрохимическую. Химическая коррозия относится к случаям коррозии, не сопровождающейся возникновением и протеканием электрического тока. При этом продукты коррозии образуются непосредственно на всем участке поверхности металла, находящемся в контакте с агрессивной средой.

В основе электрохимической коррозии лежат электрохимические процессы, в результате их действия на трубопроводе образуются гальванические пары между участками трубы, имеющими неоднородную кристаллическую структуру, и, следовательно, различный электрический потенциал.

Сущность электрохимической коррозии можно рассмотреть по принципу работы гальванического элемента. При погружении в раствор электролита (почва) двух проводников с различными электрическими потенциалами и последующим замыканием внешней цепи на проводнике с меньшим (отрицательным) потенциалом образуется катодная зона, а на проводнике с большим (положительным) потенциалом — анодная зона. В результате электролитической диссоциации ионы металла анода переходят в раствор, а на катоде выделяется свободный водород. Переход ионов анода приводит к постепенному разрушению металла трубы.

1. Защита трубопровода от коррозии Защита магистральных трубопроводов от коррозии осуществляется двумя способами: пассивным и активным.

Пассивная защита предусматривает нанесение на поверхность трубы соответствующего типа изоляционного покрытия, предупреждающего ее взаимодействие с электролитом. В качестве изоляции применяется полимерная пленка-лента.

Активная защита трубопроводов от коррозии включает три способа защиты в зависимости от условий, в которых эксплуатируется трубопровод: протекторную, катодную и дренажную.

Катодная защита подземного трубопровода заключается в создании на трубопроводе более отрицательного по отношению к почве потенциала с помощью внешнего источника постоянного тока — станции катодной защиты. Принцип действия катодной защиты заключается в разности потенциалов между трубопроводом — катодом и специальным анодным заземлителем. Одна станция катодной защиты охватывает определенный участок трубопровода. Чем лучше изоляция трубопровода и выше сопротивление почвы, тем больше зона действия СКЗ. Расстановка станций катодной защиты осуществляется таким образом, чтобы зоны их действия перекрывали одна другую на всем протяжении трубопровода.

2. Расчет числа станций катодной защиты, определение их мощности и типа В данной главе представлены результаты расчетов по выбору станций катодной защиты, анодного заземления, длины защищаемого участка.

Исходные параметры:

R_т — продольное сопротивление трубопровода, ;

R_п — переходное сопротивление труба-земля, ;

— постоянное распространение тока вдоль трубопровода, ;

z_B — входное сопротивление трубопровода, [Ом];

y — расстояние между трубопроводом и анодным заземлением, [м];

I — сила тока катодной установки, [А];

U — напряжение на выходе катодной станции, [В];

W — мощность на выходе катодной станции, [Вт];

Продольное сопротивление трубопровода определяется по формуле [8]:

(2.1)

где: _т — удельное электрическое сопротивление, для стали рекомендуется _т=0,135 [8];

D — диаметр трубопровода, мм;

— толщина стенки, мм Переходное сопротивление труба-земля определяется по формуле:

(2.2)

где: R_п.из — переходное сопротивление изоляции трубопровода в зависимости от удельного сопротивления грунта,, [8];

D — диаметр трубопровода, м Грунт: суглинки Удельное сопротивление грунта _г = 20 Омм, [8]

Омм Постоянная распространения тока вдоль трубопровода определяется по формуле:

(2.3)

Входное сопротивление трубопровода при одинаковых электрических параметрах левого и правого плечей определяется по формуле:

(2.4)

Расстояние между трубопроводом и анодным заземлением определяется по формуле:

(2.5)

где: P — вспомогательный коэффициент, номограмма, [8]

Расстояние между катодными установками (плечо защиты) определяется по формуле:

(2.6)

где: Q — вспомогательный коэффициент, Q=0,81, [11, рис. 39б]

Сила тока катодной установки определяется по формуле:

(2.7)

где: U_т.з. — наложенная разность потенциалов труба-земля в точке дренажа, для влажных грунтов, U_т.з. = 0,67 В.

Напряжение на выходе катодной станции определяется по формуле:

(2.8)

где: r — сопротивление дренажных проводов, соединяющих катодную станцию с трубопроводом и анодным заземлением, Ом;

R_э — сопротивление растекания анодного заземления, R_э=0,69 Ом [11, табл. 52].

Сопротивление дренажных проводов определяется по формуле:

(2.9)

где: _см — удельное сопротивление материала проводов, _см = 0,028 Ом;

l_п — длина дренажных проводов, l_п=y=219,23 м; S — сечение провода, мм.

Сечение провода определяется по формуле:

(2.10)

где: R_с.х. — сопротивление схемы станции катодной защиты (СКЗ), R_с.х.=1,5 Ом.

Окончательно принимается S=16,4 [мм²]

Общее число электродов определяется по формуле:

(2.11)

где: R_г — сопротивление растеканию горизонтального электрода, Ом.

(2.12)

(2.13)

где: _э — коэффициент использования электрода, работающего совместно с соседним, (_э=0,7).

Окончательно принимается к установке на проектируемом участке газопровода n=12 шт.

Мощность на выходе катодной станции определяется по формуле:

(2.14)

Количество станций катодной защиты определяется по формуле:

(2.15)

где: L — длина нефтепровода, км.

Окончательно принимается к установке на проектируемом участке нефтепровода N=8 шт.

Параметры в конечный период работы катодной защиты:

сила тока в точке дренажа, А

(2.16)

входное сопротивление, Ом.

(2.17)

где: R_п — переходное сопротивление, Ом.

Переходное сопротивление определяется по формуле:

(2.18)

где: R_п.из — переходное сопротивление изоляции через 10 лет, R_п.из=400 Омм, [11, табл.51].

Ом Напряжение на выходе катодной станции определяется по формуле:

Мощность на выходе катодной станции (через 10 лет) определяется по формуле:

В соответствии с рассчитанной мощностью по нормальному ряду выбирается тип СКЗ: автоматический регулятор тока и потенциала защиты АРПЗ-5.

Техническая характеристика СКЗ.

1) Номинальная мощность — 5 кВт

2) Максимальное напряжение — 48 В

3) К.П.Д — 83%

4) Защита от внешней среды: брызгозащищенное исполнение с повышенной защитой.

5) Максимальный ток — 104 А

6) Параметр, 400 ч. без проведения ремонтов (табл. 54).

В качестве анодного заземления принимается 12 электродов типа: ЗКА-140, однорядное с шагом 1 м. Сопротивление заземления составляет 69 Ом [11, табл. 52].

Вывод:

Для достижения надежной защиты проектируемого трубопровода от коррозии, в проекте предусмотрена как пассивная защита (заводская изоляция, обеспечивающая продолжительный срок работы трубопровода), так и защита линейной части с помощью сооружения станций катодной защиты в количестве 8 шт. типа АРПЗ-5, расположенных через каждые 20,7 км и состоящие из анодных заземлителей в количестве 12 шт. типа ЗКА-140 на каждой из станций. Расчетом доказано, что данная схема является наиболее приемлемой и обеспечивает надежную защиту линейной части газопровода от коррозии. Срок службы заземлителей составляет 35 лет.

Глава IV. Расчет компенсаторов теплового линейного расширения трубопровода Надежная эксплуатация горячий трубопроводов достигается при правильном выборе и размещении опор и компенсаторов. Опоры таких трубопроводов подразделяются на неподвижные, которые обеспечивают жесткое закрепление трубопровода и воспринимают усилия, возникшие в трубе в результате температурных деформаций и внутреннего давления, и подвижные, воспринимающие только вес трубопровода. Расстояние между опорами колеблется от 3,5 до 7 м в зависимости от диаметра и веса труб.

Горячие трубопроводы, в отличие от других, обладают большим линейным расширение вследствие большего перепада температур (нагрева). Поэтому такие трубопроводы нуждаются в специальных компенсирующих это линейное расширение устройствах.

Устройства так и названы — компенсаторы.

Компенсаторы бывают различных видов и назначения. Например, для подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов применяют П-, Г-, Z-образные, трапецеидальные симметричные и несимметричные компенсаторы. Наиболее часто применяют Z-образные компенсаторы. Компенсаторы рекомендуется располагать на участках, сложенных сухими рыхлыми грунтами, или засыпать рыхлыми податливыми грунтами, обладающими малой удерживающей способностью против перемещений.

Расчет Z-образного компенсатора горячего трубопровода около насосно-тепловой станции (НТС).

Данные для расчета:

D_Н= 820 мм

d_ВН= 0,794 мм б_р= 0,12 1/К

R^н₂= 412,02 МПа Р= 5,6 МПа ДТ= 43 К

m= 0,9; n= 1,15; К₂= 1,15; К_н= 1;

Н= 1 м С_гр=1100 кг/м³

Расчет:

Формулы для расчета взяты из.

1. Площадь поперечного сечения стенки трубы

2. Момент инерции сечения трубы

3. Масса единицы длины трубопровода вместе с нефтепродуктом (при расчете на воду)

4. Так как продольные перемещения трубопроводов Д₀ зависят от жесткости компенсаторов з_к, расчет последних ведут методом последовательных приближений, то есть задают параметры компенсатора, определяют компенсирующую способность Д_к и фактическое продольное перемещение трубопровода Д₀. Если Д_к< Д₀, меняют размеры компенсатора таким образом, чтобы увеличить его компенсирующую способность. Продольные перемещения трубопровода Д₀ должны быть меньше Д_к при любых условиях эксплуатации.

Принимаются размеры компенсатора:

L_к= 20 м; R= 5*D_н= 5*0,82=4,1 м средний радиус трубы

5. Определяется л_н по формуле (197)

6. По формуле (196) определяется коэффициент уменьшения жесткости гнутых и сварных колен

7. По формуле (193) определяется характеристика компенсатора

8. По формуле (199) рассчитываются суммарные продольные напряжения действующие в компенсаторе,

9. По формуле (200) определяется коэффициент увеличения напряжений в коленах компенсатора

10. По формуле (198) рассчитывается компенсирующая способность компенсатора

11. По формуле (192) определяется жесткость компенсатора

12. Эквивалентное продольное сжимающее усилие, действующее на компенсатор, рассчитывается по формуле (189)

13. В соответствии с формулой (190) предельное сопротивление грунта Здесь С_н= 0,57 — коэффициент, учитывающий образование свода грунта.

14. По формуле (191) определяется характеристику упругой работы грунта

15. Используя формулу (187), проверяется критерий отсутствия участка предельного равновесия грунта

16. Так как условие выполняется, то продольное перемещение трубопровода определяется по формуле (186)

Таким образом, выбранные размеры компенсатора вполне обеспечат безаварийное перемещение горячего трубопровода.

Если не учитывать жесткости компенсатора, то условие (187) также не выполняется, и в этом случае по формуле (188) Д₀=0,523 м, то есть суммарное сжимающее продольное усилие трубопровода вследствие большого температурного перепада несоизмеримо велико в сравнении с сопротивлением компенсатора.

17. По формуле (202) находится длина подземного участка перемещения трубопровода

Глава V. Безопасность и экологичность проекта

1. Основные производственные опасности и вредности на проектируемом объекте К опасным и вредным производственным факторам на проектируемом объекте относятся:

— взрывоопасность и пожароопасность углеводородных паров в смеси с кислородом воздуха,

— движущиеся машины и механизмы,

— загазованность окружающей атмосферы парами нефти и сероводорода,

— плохая освещенность,

— повышенная загазованность воздуха из-за наличия насосных станций и резервуарного парка,

— повышенное значение напряжения электросети,

— повышенный уровень вибрации (насосные станции),

— повышенный уровень шума на рабочем месте (НС),

— подвижные части производственного оборудования,

— работы на высоте, ветер, пониженные температуры в зимний период,

— работы на открытом воздухе зимой при низких температурах,

— токсические вещества, проникающие в организм человека через органы дыхания и кожные покровы.

Опасными факторами на производстве являются также пыль и дым.

Пыль образуется при дроблении, резки и размоле материала (ремонтно-механический цех), для защиты существуют приспособления как общие, так и индивидуальные.

Дым возникает при сгорании топлива в котлах котельной.

Также к опасным и вредным факторам на производстве относятся взрывоопасность, и пожароопасность углеводородных паров в смеси с кислородом.

Нефть обладает способностью испаряться при любой температуре и образовывать с воздухом пожароопасные и взрывоопасные смеси. Нефть обладает способностью накапливать заряды статического электричества из-за своей низкой электропроводности. Электрические заряды возникают как в самой нефти, так и на стенках резервуаров, а электрический заряд может привести к появлению искры-источника загорания. Пары нефти в 2−2,5 раза тяжелее воздуха, поэтому особенно в тихую погоду они стелятся по земле, заполняя люки, приемки, технологические камеры и другие углубления, скапливаются внутри плохо проветриваемых помещений. Нефть также является нервным ядом, который обладает наркотическим действием и поражает центральную нервную систему человека: он повышает возбудимость, вызывает головокружения, общую слабость организма. Нефть, попадая на кожу человека, обезжиривает и сушит ее, вызывая кожные заболевания.

В помещениях насосных, помимо загазованности, имеет место такой вредный фактор как повышенный уровень шума и вибрации.

2. Перечень выполнения санитарных и противопожарных норм проектирования, строительства, правил техники безопасности, законов об охране труда Любое предприятие или производство вводится в эксплуатацию после того, как на них созданы безопасные условия труда.

Технические решения, принятые на основании следующих нормативно-правовых актов и нормативно-технических документов:

1)Федеральный закон Российской Федерации «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 г.

2) Закон РФ «О пожарной безопасности» от 18.11.1994 г.

3) Закон РФ «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» от 11.11.1994 г.

4) Закон РФ «Об охране окружающей природной среды» .

5) Закон РФ «Об экологической безопасности» .

6) Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Утверждены Госгортехнадзором России 09.04.98 г.

7) ПБ 09−170−97.Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств. Утверждены Госгортехнадзором России 22.12.97 г.

8) НПБ-201−96. Пожарная охрана предприятий. Общие требования.

9) Правила устройства электроустановок. 1998 г.

10)Санитарные правила организации технологических процессов и гигиенические требования к производственному оборудованию. Минздрав СССР № 1042−73 от 04.04.73 г.

11) СНиП 2.05.02−85. Автомобильные дороги.

12) СНиП 2.04.03−85. Канализация. Наружные сети и сооружения.

13) СНиП 2.05.06−85^*. Магистральные трубопроводы.

14) СНиП 2.09.02−85. Производственные здания.

15) СНиП 2.11.03−93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.

16) ГОСТ 12.2.020−76 ССБТ. Взрывозащищенное электрооборудование. Классификация.

17) ГОСТ 12.1.012−78 ССБТ. Вибрация. Общие требования безопасности.

18) ГОСТ 12.1.005−88 ССБТ. Общие требования безопасности. Воздух рабочей зоны.

19) ГОСТ 12.0.003−74 ССБТ. Опасные и вредные факторы. Классификация.

20) ГОСТ 12.1.004−91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования.

21) ГОСТ 12.4.011−89 ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.

22) ГОСТР 12.4.026−2001 ССБТ. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытания.

23) ГОСТ 12.1.003−83 ССБТ^**. Шум. Общие требования безопасности.

24)ГОСТ 12.1.051−90 ССБТ. Электробезопасность. Расстояния безопасности в охранной зоне линии электропередачи напряжением свыше 1000 В.

25) ГОСТ 12.1.046−85. Нормы освещения строительных площадок.

26) ГОСТ 17.2.3.02−78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ, промышленными предприятиями.

27) ГОСТ 12.3.003−86. Работы электросварочные. Требования безопасности.

28) ГОСТ 12.1.028−80. Шум. Определение шумовых характеристик источников шума.

29) СН 467−74. Нормы отвода земель для автомобильных дорог.

30) СН 461−74. Нормы отвода земель для линии связи.

31) СН 452−73. Нормы отвода земель для магистральных нефтепроводов.

32) СН 465−74. Нормы отвода земель для электрических сетей напряжения.

3. Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующие безопасность труда Насосные станции эксплуатируются с учетом требований Руководства по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций и Правил безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов.

В помещении насосной допускается хранить смазочные материалы в количестве не более суточной потребности. В случае необходимости хранения материалов в количестве трехсуточной потребности следует иметь разрешение пожарной охраны.

При отключении насосной станции следует предусмотреть возможность аварийной остановки её от кнопки «Стоп», расположенной вне пульта управления.

На всасывающем и нагнетательном трубопроводе насосной, а так же на каждом насосном агрегате должны быть установлены манометры. Исправность манометров следует проверять в сроки, установленные паспортом.

На автоматизированных насосных станциях вблизи насосных агрегатов или непосредственно на них должен быть укреплен щиток с надписью: «Внимание! Агрегат включается автоматически» .

Все вращающиеся части оборудования насосной должны быть закрыты специальными кожухами, для предотвращения травм.

Для защиты оборудования от воздействия обратного потока нефти предусмотрены «быстрозакрывающиеся» обратного типа клапаны.

При автоматическом вводе резерва задвижки на насосах должны быть открыты. При вводе резервного неавтоматизированного насоса перед его включением должны быть проверены правильность открытия задвижек и готовность насоса к пуску.

При заполнении насосов, расположенных в помещениях, нефтью газовоздушную смесь и жидкую фазу необходимо отводить по закрытой системе в промканализацию.

Уплотнительные устройства в местах прохода труб через внутренние стены насосной следует содержать в исправном состоянии и проверять на герметичность не реже одного раза в полгода.

Между машинным залом и насосной должны быть обеспечена двухсторонняя звуковая связь с обособленным сигналом.

Запрещается пускать агрегат:

— без включения приточно-вытяжной вентиляции,

— без включенной маслосистемы,

— при незаполненном жидкость насосе,

— при попадании нефти в маслосистему,

— при наличии других технологических нарушений.

Необходимо использование тепловых датчиков с автоматической сигнализацией о перегреве, чтобы не допустить перегрева подшипников и сальников.

Запрещается эксплуатировать агрегат при нарушении герметичности соединений, запрещается подтягивать резьбовые соединения, находящиеся под давлением.

Насосная станция должна быть оборудована:

— принудительной приточно-вытяжной вентиляцией,

— аварийной вентиляцией, сблокированной с автоматическим газоанализатором,

— стационарными или переносными грузоподъемными устройствами,

— системой автоматического пожаротушения,

— средствами заземления и зануления.

Для снижения шума и вибрации агрегаты должны быть оборудованы различными компенсаторами.

Запрещается промывка подшипников бензином и другими легковоспламеняющимися жидкостями.

На территории насосной станции запрещается пользоваться любыми источниками открытого огня и света, курить в не специально отведенных для этого местах.

Эксплуатация резервуарного парка должна быть организована в строгом соответствии с Правилами эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов и руководством по их ремонту. Каждый действующий резервуар должен иметь:

— полный комплект соответствующего оборудования, предусмотренного проектом,

— заземляющее устройство сопротивлением до 100 Ом для отвода зарядов статического электричества,

— четко написанный на корпусе порядковый номер, значащийся в технологической схеме резервуарного парка; если резервуар заглублен, номер должен быть указан на специально установленной табличке.

В случае замерзания арматуры резервуаров для их разогревания должны применять пар или горячую воду.

Во избежание нарушения прочности резервуаров, заполненных нефтепродуктами, не допускаются работы с применением ударных инструментов (молотков, кувалд и т. д.).

Во избежание возможного взрыва в результате накопления зарядов статического электричества резервуар необходимо заполнить под уровень подаваемой жидкости (не падающей струей). Для предотвращения деформации резервуара скорость заполнения должна соответствовать пропускной способности дыхательных клапанов.

Технологические трубопроводы следует оборудовать вспомогательной обвязкой для освобождения их от нефти при аварии или ремонте, а также стационарными откачивающими средствами.

4. Размещение оборудования и организация рабочего места Оборудование насосных должно располагаться с соблюдением расстояний, обеспечивающих безопасное и свободное перемещение персонала, как во время работы, так и во время производства ремонтов.

Помещение насосной станции должно удовлетворять следующим требованиям:

— иметь не менее двух выходов, расположенных в противоположных концах помещения,

— окна, двери должны открываться наружу, двери заглубленной насосной должны быть блокированы с пусковым устройством вентиляционной установки, которая в момент открытия двери включается автоматически,

— полы должны быть выполнены из огнестойких материалов,

— для смывания разлившихся жидкостей должны быть оборудованы водяные стояки с резиновыми шлангами,

— сточные воды должны отводиться по канализационным каналам,

— трубопроводы должны быть уложены в каналы, перекрытые рифлёными металлическими сланями,

— расстояние между выступающими частями насосов, расположенных в одном ряду, должно быть не менее 1 м, при двухрядном расположении насосов проход между выступающими частями насосов должен быть не менее 2 м. Расстояние от выступающих частей насосов до стенок здания при двустороннем обслуживании агрегатов должны быть не менее 1 м,

— все насосы должны быть снабжены централизованной системой сбора утечек нефти, выведенной за пределы насосной,

— необходимо указать стрелками направление движения потока, а на двигателях направление вращения ротора,

— для безопасного обслуживания насосных агрегатов должно быть предусмотрено сооружение двухъярусных и одноярусных металлических площадок шириной не менее 0,7 м.

Территория резервуарного парк должна быть спланирована и иметь уклон для отвода ливневых вод в сборные колодцы. Земляное обвалование или оградительная стена наземных и полуподземных резервуаров должны соответствовать проекту.

Подъезжать автотранспорту и эксплуатируемому резервуару следует не ближе чем на 20 м.

Оборудование резервуаров необходимо систематически проверять в соответствии с правилами эксплуатации. Площадка, где расположены дыхательные и предохранительные клапаны, должна быть соединена с лестничной площадкой резервуара переходами шириной не менее 0,6 м с перилами высотой 1,1 м.

Организация рабочих мест предполагает выполнение требований действующих санитарных норм. На рабочих местах должны быть благоприятные метеорологические условия, хорошее освещение, необходимая вентиляция. Организация рабочих мест предполагает обеспечение их оснасткой, необходимой для выполнения отдельных видов работ (слесарный инструмент, переносные приборы, обтирочный материал, техническая документация и др.).

5. Средства и оборудование пожаротушения Система пожаротушения включает в себя:

— насосную станцию пожаротушения,

— стальные резервуары противопожарного запаса воды,

— противопожарный водопровод,

— трубопровод подачи воды для приготовления пенораствора,

— оборудование для заправки водой пожарных машин.

Насосная станция предназначена для:

— подачи воды в систему орошения резервуаров,

— подачи воды на пожарные гидранты кольца-водотушения.

Управление задвижками станции пенотушения осуществляется с местного поста вручную. Для удаления грунтовых вод и протечек воды из системы предусмотрен ручной дренажный насос.

Насосная станция оборудована пожарным шкафчиком, укомплектованным пожарными рукавами, соединенными головками и пожарным вентилем.

При резервуарах противопожарного запаса воды имеются технологические помещения, предназначенные для размещения подающих, всасывающих трубопроводов запорной арматуры и патрубком для подключения рукавов пожарных машин. Для предотвращения замерзания воды в резервуарах при низких температурах наружного воздуха резервуары изолированы минераловатными матами, кроме того, участок трубопровода заполнения резервуара, расположенный в технологическом помещении подключен к теплообменнику, сообщающегося с системой отопления.

Сеть противопожарного водопровода системы водотушения состоит из кольцевой сети вокруг резервуарного парка и радиального отопления на производственное помещение станции пенотушения. Она выполнена из стальных электросварных труб и проложена вдоль пожарных проездов на глубине 2,2−2,5 метра. Водопроводные колодцы для размещения пожарных гидрантов и задвижек выполнены из сборных железобетонных элементов диаметром 1,6−2,0 м. Для обеспечения пожаротушения сеть оборудована сорока одним пожарным гидрантом.

Задвижки противопожарного водопровода системы орошения резервуаров расположены за обвалованием резервуаров.

Подводки системы орошения резервуаров проложены выше глубины промерзания грунта. В связи, с чем на каждом трубопроводе вварен дюймовый патрубок с вентилем для осушения трубопроводов орошения в мокрые колодцы. Внутри здания станции пенотушения находятся трубопроводы и запорная арматура для подачи воды емкостям с пенообразователем. Система автоматики пожаротушения обеспечивает выполнение следующих функций:

— сигнализация о достижении предельных уровней в резервуарах,

— дистанционное управление насосами,

— местное управление насосами,

— автоматическое отключение насосов по шквальному уровню в резервуарах,

— работа насосов в режиме АВР,

— сигнализация работы и неисправности насосов,

— щит управления и сигнализации расположен в помещении пожарного поста.

Для приведения системы пожаротушения в исходное рабочее состояние необходимо:

— подать питание на щит управления и сигнализации в соответствии с инструкцией по эксплуатации автоматики водотушения,

— подать питание на пожарные насосы,

— заполнить резервуары противопожарного запаса воды,

— заполнить противопожарный водопровод,

— провентилировать систему водотушения.

5.1 Система подслойного пожаротушения Пожары в резервуарах, чаще всего, начинаются с взрыва паро-воздушной смеси, который выводит из строя пенокамеры и пеногенераторы установленные в верхней части резервуара. В результате пена в резервуар не попадает или не образуется на разрушенных пеногенераторах.

С появлением особого типа пенообразователей, которые формируют пены, не смешивающиеся с нефтью и углеводородами, стало актуально тушить пожары подачей пены в основание резервуара, непосредственно под слой горючей жидкости.

Применение системы подслойного пожаротушения СПТ обеспечивает надежное тушение пожара независимо от времени его протекания .

Преимущества системы подслойного пожаротушения по сравнению с традиционной:

— позволяет ликвидировать горение нефти в резервуаре, несмотря на разрушение верхнего пояса и наличие закрытых сверху участков (карманов);

— эффективность тушащего действия системы обеспечивается независимо от времени развития пожара и температуры, которую может принять нефтепродукт, что дает время на сосредоточение необходимых сил и средств для начала пенной атаки;

— хорошо сочетается с технологией газоулавливания, предотвращающей загрязнение окружающей среды;

— позволяет увеличить эффективный объем резервуара Применение системы подслойного тушения пожаров для защиты резервуаров с нагретым, в условиях пожара нефтепродуктом, позволяет использовать одновременно два механизма воздействия: механизм тушения перемешиванием, если температура нефти намного ниже температуры вспышки и механизм создания самопроизвольно растекающейся, из низкократной пены, водной пленки. В любом случае, применение СПТ позволяет гарантировать надежное тушение пожара, несмотря на температуру, которую может принять горючее при затянувшемся пожаре.

Система подслойного тушения пожаров (СПТ) — это совокупность специального оборудования и режима его применения, позволяющая генерировать, транспортировать и вводить низко кратную пену непосредственно в слой горючего. СПТ позволяет ликвидировать горение нефти в резервуаре, несмотря на разрушение верхнего пояса и наличие закрытых сверху участков поверхности горения.

Эффективность тушащего действия СПТ практически не зависит от времени развития пожара, поскольку пена вводится в холодную, нижнюю часть нефти в резервуаре.

Настоящие рекомендации разработаны на основании СНиП 2.11.03−93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы», разрешающих применение других средств и методов при согласовании в установленном порядке. Рекомендации являются руководящим документом при проектировании и подслойного метода тушения пожаров пленкообразующей низкократной пеной. При проектировании СПТ необходимо учитывать также: СНиП 2.09.03−85 «Сооружения промышленных предприятий. Нормы проектирования»; Указания по тушению пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах.

5.2 Основные требования к системе подслойного тушения пожаров нефтепродуктов в стальном вертикальном резервуаре Система подслойного пожаротушения (СПТ) резервуара представляет собой совокупность оборудования и технологического режима процесса тушения. В СПТ используется следующее оборудование:

— высоконапорные пеногенераторы (ВПГ) с соединительными фланцами и полугайками;

— наружная и внутренняя разводка пенопроводов с пенными насадками

— пакет с калиброванной разрывной мембраной;

— обратный клапан;

— система задвижек до и после обвалования;

Основные требования предъявляются:

— к технологическим параметрам процесса пожаротушения;

— к устройствам для получения и подачи пены;

— к пенообразователю и рабочему раствору;

— к внутренней и наружной разводке пенопроводов и пенных насадок;

— к разрывной мембране, обратному клапану и вентильным задвижкам.

Определение основных параметров системы подслойного пожаротушения связано с анализом конкретной ситуации для которой разрабатывается этот способ пожаротушения.

В качестве исходной информации необходимой для применения расчетно-экспериментального метода являются:

Природа горючей жидкости, включая информацию по температуре вспышки и воспламенения, температурный диапазон выкипания, вязкость и плотность при различных температурах, влажность нефти и наличие эмульсионной воды, возможность образования донного слоя воды в процессе отстаивания нефти и т. д.

Габаритные размеры резервуара, нормативная высота уровня нефти, технологический режим эксплуатации, суммарный объем нефти на одной площадки и в общем обваловании, тип обвалования и его размеры; планировочные решения, топография местности, наличие водных коммуникаций.

Основными тактико-технические характеристики (технологические параметры процесса пожаротушения) системы подслойного пожаротушения:

— нормативная интенсивность подачи пленкообразующей пены;

— расчетная величина кратности пены;

— расчетное время тушения;

— расход водного раствора пенообразователя в литрах в секунду;

— рабочая концентрация пенообразователя;

— нормативный запас пенообразователя для отдельной площадки.

Параметры системы образования и ввода пены:

— количество высоконапорных пеногенераторов с фиксированным секундным расходом пенообразующего раствора;

— количество насадок для ввода пены;

— расстояние и расположение насадок в резервуаре;

— рабочее давление водного раствора пенообразователя на входе в пеногенераторы;

— запас воды необходимый для тушения.

Система подслойного тушения может быть реализована только при использовании специального фторсодержащего пенообразователя, пены, на основе которого не смешиваются с нефтью, и специальных высоконапорных пеногенераторов, способных образовывать пену при наличии противодавления со стороны резервуара .

Подпонятием «высоконапорный пеногенератор «(ВПГ) подразумевается устройство переносного или стационарного типа имеющее следующие основные характеристики:

— коэффициент преобразования входного давления в давление пенного потока не менее 0,3;

— кратность пены при давлении раствора 8−10 [атм.] на входе и противодавлении 2 [атм.];

— производительность по водному раствору не менее 10 [л•с^-1];

— конструкция пеногенератора должна обеспечивать условия безопасной работы при давлении раствора не менее 15 [атм].

В ОАО «Варьеганнефтегаз» применяют высоконапорные пеногенераторы марки PFG-100/150S фирмы «Svenska Skum B.V.

FC-206-AF интенсивность подачи пены составляет 0,1 [кг•м^-2 •с^-1], плотность ПО — 1,038 [кг•м^-3]. производительность пеногенератора,

q = 23 — 40 [л•с^-1].

В системе СПТ может использоваться только один тип пенообразователей — способный образовывать пену, которая не смешивается с нефтепродуктом.

Основные требования предъявляемые к пенообразователям:

Эффективность пены определяется её инертностью по отношению к нефетепродукту. Если пена, всплывая через многометровую толщину слоя нефти останется чистой, т. е. не смешается и не растворит в себе горючую жидкость, то на поверхности образуется не горючий изолирующий слой пены. При низком качестве пенообразователя пена, частично захватив углеводород, будет гореть, всплывая на поверхность.

Мерой, характеризующей инертность пены к нефти является поверхностное и межфазное натяжение рабочих растворов пенообразователя, а также коэффициент растекания раствора по нефтепродукту.

Для каждого вида испытуемого пенообразователя в лаборатории определяются перечисленные выше параметры и прогнозируется величина степени поглощения нефти пеной. В дальнейшем этот параметр используется для уточнения нормативной интенсивности подачи пены.

Поверхностное натяжение рабочего раствора пенообразователя — не выше 19 [мН•м^-1].

Срок хранения концентрата пенообразователя — не менее 10 лет.

Температура замерзания не ниже минус 15 [°С].

Концентрация пенообразователя в водном растворе должна составлять для отечественных пенообразователей не менее 6%

для ПО «Легкая вода» FC-203AF — 3%, FC-203AF — 6%.

Вязкость концентрата пенообразователя при температуре 20 [°С]

не более 200 [сСт].

Пенообразователь не должен содержать осадка и посторонних примесей.

По токсичности пенообразователь должен соответствовать четвертому классу опасности (ГОСТ 12.1.007).

При использовании морской и жесткой воды концентрация рабочего раствора не должна превышать 8% (об.).

5.3 Организация тушения пожара СПТ Передвижная система подслойного пожаротушения вводится в работу при несрабатывании автоматической системы пожаротушения, работающей на пене средней кратности или невозможностью ликвидации пожара за расчетное время основной системой пожаротушения.

По команде руководителя тушения пожара открыть задвижки на пенопроводах и осуществить подачу пены всеми расчетными средствами непрерывно до полного прекращения горения.

При подаче пены откачку продукта из горящего резервуара следует прекратить.

Рабочее давление воды на насосе пожарного автомобиля будет зависеть от уровня горящей жидкости в резервуаре. Поэтому давление воды на насосе пожарного автомобиля следует поднимать постепенно пока она не поступит в пенопровод. Время тушения пожара по данным испытания 2 — 4 минуты.

Горение проливов продукта в обваловании резервуарного парка ликвидируются путем подачи пены средней кратности из стволов.

Со времени возникновения пожара необходимо охлаждать горящий и соседние резервуары путем подачи воды в стационарную систему охлаждения резервуаров.

6. Средства индивидуальной защиты Спецодежду, спецобувь и предохранительные приспособления выдают в соответствии с Отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты, Нормами бесплатной выдачи рабочим и служащим теплой спецодежды и спецобуви по климатическим поясам. Выдаваемые спецодежда, спецобувь должны отвечать требованиям ГОСТ, ТУ и соответствовать размеру работающего.

Спецодежду, спецобувь и предохранительные приспособление (респираторы, противогазы, самоспасатели и др.) выносить за пределы перекачивающей станции запрещается. Для их хранения должны быть предоставлены специальные помещения, отвечающие санитарным нормам.

Для отвода в землю статического электричества с человека применяется антиэлектростатическая обувь с электропроводящей подошвой и антиэлектростатическая спецодежда.

Виброзащитная спецобувь и спецодежда изготавливается из упругодемпфирующего материала.

Оператор насосной должен получать:

— костюм хлопчатобумажный на 12 месяцев,

— ботинки или сапоги кирзовые на нефтестойкой подошве на 12 месяцев,

— брезентовые рукавицы на 1 месяц.

Дежурные средства защиты на каждой НС:

— диэлектрические перчатки, галоши, коврики, подставки, указатели напряжения,

— щитки и маски со светофильтрами для сварщиков,

— защитные каски,

— противогазы фильтрующие марки «А» и изолирующие ПШ-1, ПШ-2, КИП-5,

— защитные очки (открытые и закрытые),

— противопыльные респираторы,

— пояса спасательные с веревками.

Во всех цехах необходимо иметь аптечки, содержащие перевязочные материалы, жгут, пластырь, обезболивающие, желудочные и сердечные средства.

Администрация перекачивающей станции обязана обеспечить регулярные испытания и проверку исправности предохранительных приспособлений в соответствии с установленными сроками, а также своевременную замену фильтров, стекол и других частей с понизившимися защитными свойствами. Предохранительные пояса и спасательные веревки должны периодически испытываться на прочность в сроки и по нормам, предусмотренным соответствующими стандартами и техническими условиями.

7. Приёмы безопасной работы Научная организация труда (НОТ) в области охраны труда направлена на создание наилучших условий труда. Большое внимание уделяется организации рабочих мест.

Работа по охране труда и промышленной безопасности ведется в соответствии с действующими правилами и нормами. На предприятиях создаётся специальная постоянно действующая комиссия. Она осуществляет проверки соблюдения на предприятиях и в организациях правил и норм по технике безопасности, промышленной санитарии, пожарной безопасности, трудового законодательства, а также проверку выполнения приказов, постановлений вышестоящих органов по этим вопросам и принимают меры к устранению имеющихся недостатков. Организует научные исследования по повышению безопасности труда работающих, совершенствованию организации производства труда. Особое внимание уделяется состоянию производственного травматизма. Проводится целенаправленная работа по повышению квалификации работников. Наиболее опасные работы по насосной станции: пуск, остановка, переключение агрегатов, ремонт, сварка, ликвидация аварий. Пуск насосного агрегата следует производить в следующей последовательности:

— проверка исправности насоса, привода, задвижек, крепления агрегата,

— заливка чистого масла в подшипники. Проверка уровня масла по маслоуказателю,

— заполнение корпуса насоса нефтью, не открывая задвижку на напорной линии,

— открыть вентили подачи масла в сальниковые уплотнения, вентили линии охлаждения насоса водой,

— включать электродвигатели необходимо в диэлектрических перчатках.

8. Охрана окружающей среды С целью охраны окружающей среды должны предусматриваться:

— соблюдение действующих стандартов, норм и правил в области охраны окружающей среды,

— рациональное использование природных ресурсов,

— систематический контроль степени загрязнения вредных акваторий, атмосферы и почвы,

— своевременная ликвидация последствий загрязнения окружающей среды.

Для предотвращения загрязнения атмосферы применяется комплекс средств сокращения потерь нефти: понтоны различной конструкции, не примерзающие дыхательные клапана и др.

Загрязнение водных акваторий нефтью устраняется локализацией и сбором или адсорбированием разлитой нефти. Загрязнение почвы нефтью ликвидируется путем сбора разлитой нефти, выжигания остатков, удаления продуктов сгорания с последующей рекультивацией.

Представленные нефтепроводному управлению во временное использование сельскохозяйственные и лесные угодья должны быть возвращены в состоянии, пригодном для использования.

Мероприятия по охране водоёмов:

— сокращение потребления воды в технологических процессах,

— сокращение сброса сточных вод в водоёмы и уменьшение концентрации вредных веществ в сбрасываемых стоках,

— повторное использование очищенных сточных вод,

— утилизация нефти,

— защита источников водоснабжения организацией зон санитарной охраны второго и первого пояса.

Мероприятия по охране воздушного бассейна:

— создание контрольно-регулировочного пункта по проверке и снижению,

— токсичности отработанных газов автотранспорта,

— установить приборы контроля: дымометр «Смог-1», газоанализаторы ГИАМ 27−01, газоанализаторы 102ФА-01

Мероприятия по охране земель:

— организация химлаборатории очистных сооружений для осуществления экологического контроля;

— установка экологически мягкого пенообразователя ТЭАС.

9. Расчёт числа пеногенераторов, расхода пенообразователя и воды для системы подслойного тушения пожара нефти в резервуаре РВС-50 000

В соответствии со СНиП резервуары могут быть оборудованы стационарными автоматическими установками подслойного тушения пожаров пеной средней кратности.

Диаметр резервуара — D_Р = 60,7 [м],

высота резервуара — h_Р = 18[м].

9.1 Расход раствора пенообразователя, [л•с^-1]

g — интенсивность подачи раствора,

g = 0,1-для нефти [17],

S — площадь горения, [м²], определяется по размерам резервуара.

9.2 Производительность пеногенератора, [л•с^-1]

— производительность пеногенератора, q = 23 — 40 [л•с^-1], q_cp == 35 [л•c^-1] при напоре раствора перед пеногенераторном 1,0 [МПа].

9.3 Число пеногенераторов

9.4 Запас пенообразователя [м³]

G_max — максимальный расход пенообразователя при получении пены средней и высшей кратности,

G_max = 1,2 [л•с^-1],

— время тушения пожара,

= 600 [с],

k — запас пенообразователя,

k = 3 [17],

9.5 Расход воды на получение пены, [л•с^-1]

G_В — расход воды [л•с^-1],

9.6 Расход воды на охлаждение горящего резервуара [м³]

g_охл — норма воды на метр окружности резервуара,

g_охл = 0,5 [л•с^-1],

с — длина окружности,

с = 190,60 [м],

— время охлаждения,

= 21 600 [с].

9.7 Расход воды на охлаждение соседних резервуаров, [м³]

g_охл' - норма воды на метр периметра окружности резервуара,

g_охл' = 0,2 [л•с^-1],

9.8 Потребное число стволов для охлаждения, горящего резервуара

9.9 Потребное число стволов для охлаждения соседнего резервуара

D_C — диаметр соседних резервуаров,

D_C = 60,7 [м],

Округление производится в большую сторону.

Глава VI. Экономический расчет

1. Характеристика проектируемого трубопровода Диаметр трубопровода ,

протяжённость трассы ,

число насосных станций .

2. Определение капитальных вложений Суммарные капитальные вложения на строительство нефтепровода включают в себя:

— капитальные вложения в линейную часть;

— капитальные вложения в насосные станции и резервуарные парки.

C_Л — удельные капитальные вложения на 1 км трубопровода [6]:

C_Л = 24 403,37 тыс. руб.

L — длина трубопровода,

L = 153 km

Так как перевальных точек на трассе нефтепровода нет, то

Сгпс — капитальные вложения в головную насосную станцию [6]:

Сгпс = 2 282 000 тыс. руб.

l_Р — длина эксплуатационного участка,

l_Р = 153 км, С_ПС — капиталовложения в одну промежуточную насосную станцию без резервуарного парка:

Спс = 1 865 000 тыс. руб.

n — число НС на нефтепроводе, n =1 шт.

C учетом топографического и территориального коэффициента K_Т капитальные затраты составят:

К_Т— поправочный коэффициент на топографические условия трассы.

Трубопровод, проходит по низменно-холмистой местности:

К_Т = 1 [5],

lp = 153км — по территории Ханты-Мансийского авт. округа, Ктер — территориальный коэффициент, Ктер =1 для территории Ханты-Мансийского авт. округа [5],

3. Расчёт оборотных средств Инвестиционные затраты на формирование оборотных средств состоят из затрат, связанных с приобретением технологической нефти на заполнение трубопроводов и резервуаров, и затрат на материалы и комплектующие.

Объем технологической нефти на заполнение нового нефтепровода и резервуарного парка на головной перекачивающей станции составит:

rвнутренний радиус трубопровода,

r = 0,794 м

L — длина трубопровода,

L = 153 км

— объем резервуарного парка,

— плотность перекачиваемой нефти для зимних условий,

[6]

Стоимость одной тонны нефти для заполнения нефтепровода и резервуарного парка принята по данным ОАО «ТНК&BP» в размере

Затраты на приобретение технологической нефти:

Затраты на материалы и комплектующие составят [

Оборотные средства:

Суммарные инвестиционные издержки, включающие затраты на формирование оборотных средств и капитальные вложения, приведены в таблице 7.

Таблица 7 Суммарные инвестиционные издержки.

4. Определение эксплуатационных расходов

Эксплуатационные расходы — это полный круг затрат, связанных с перекачкой нефти по трубопроводу в течение года. Они складываются из следующих элементов:

— заработная плата (основная и дополнительная);

— электроэнергия;

— расход на собственные нужды;

— отчисления на социальное страхование;

— отчисления на медицинское страхование;

— отчисления в пенсионный фонд;

— амортизационные отчисления;

— потери нефти при транспортировке;

— прочие расходы.

4.1 Расчет фонда заработной платы

Расчет фонда заработной платы ставит своей целью определить общую сумму средств для оплаты труда работников производственного объединения.

В фонд заработной платы включается вся сумма начисленной заработной платы без вычета налогов, а также без вычета других удержаний, произведенных в соответствии с действующим законодательством. В состав фонда заработной платы включается следующее:

— заработная плата, начисленная за поработанное время по тарифным ставкам, окладам, основным расценкам;

— денежные премии из фонда заработной платы.

Расчет фонда заработной платы работников ведется исходя из планируемой численности и средней заработной платы:

— среднемесячная заработная плата работникаой категории,

— численностьой категории работников,

Общий фонд заработной платы определяется как сумма по всем категориям работников:

4.2 Расчет численности обслуживающего персонала Численность работников определяется по трудоемкости обслуживания линейной части и насосных станций.

Линейную часть обслуживают аварийные бригады по 25 человек. На каждые 100 км приходится одна бригада. Следовательно, нефтепровод длиной 153 км будут обслуживать 50 человек.

Численность работников нефтеперекачивающих станций определяется с учетом выполняемого объема работ, степени автоматизации и безопасного производства работ по обслуживанию и ремонту.

— численность работников на головной насосной станции, [6]

— численность работников на промежуточной насосной станции, [6]

— число промежуточных насосных станций, Общая численность работников:

ФЗП=З_ср*Ч_общ.*12=13 828,67*200*12/1000=30 395,35 тыс. руб.

4.3 Отчисление на страхование Суммарные отчисления на социальные нужды с учетом регрессивной шкалы выплат составят от общего фонда заработной платы и состоят из:

— отчислений в фонд социального страхования;

— отчислений в пенсионный фонд накоплений;

— отчислений в фонд общего медицинского страхования.

4.4 Затраты на электроэнергию Затраты на электроэнергию включают в себя оплату за установленную мощность электродвигателей и расход электроэнергии на перекачку нефти и прочие нужды станции.

Годовые затраты за установленную мощность:

— стоимость затрат за установленную мощность,

— расчетный период времени,

— мощность электродвигателя магистрального насоса,

— число магистральных насосов,

— мощность электродвигателя подпорного насоса [6]

— число подпорных насосов,

Годовые затраты за потребляемую электроэнергию:

— годовой расход электроэнергии по магистральному нефтепроводу,

— расход электроэнергии на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу,

— заданная часовая производительность нефтепровода,

— напор, создаваемый насосной станцией,

— коэффициент запаса, учитывающий потери напора на дросселирование потока нефти по нефтепроводу, включая потери при переходных процессах, [6]

— плотность перекачиваемой нефти, [6]

— КПД насосов, [8]

— КПД электродвигателей, [5]

— расход электроэнергии на собственные нужды насосных станций,

— расход электроэнергии на собственные нужды головной насосной станции, [6]

— расход электроэнергии на собственные нужды промежуточной насосной станции, [6]

— число промежуточных насосных станций,

— расход электроэнергии на собственные нужды сооружений линейной части нефтепровода, [6]

— стоимость затрат на потребляемую электроэнергию,

[6]

Общие затраты на электроэнергию:

4.5 Затраты на собственные нужды

где Q — пропускная способность трубопровода; с, С_p — плотность и удельная теплоемкость нефтепродукта; у_т — единичная стоимость энергии, затрачиваемой на подогрев нефти или нефтепродукта; з_т — К.П.Д. подогревательных устройств; Т_н, Т_к — температура в начале и в конце перегона между тепловыми станциями;

S=234,66(млн. р. В год) Так как у_т = 8,46*10^-6 (коп/Дж)

4.6 Амортизационные отчисления

Законом предусмотрено четыре способа начисления амортизации:

— линейный способ;

— способ уменьшающегося остатка;

— способ списания стоимости по сумме чисел срока полезного использования;

— способ списания пропорционально объему реализуемой продукции.

В расчетах принят линейный способ начисления амортизационных отчислений. Балансовая стоимость амортизационного имущества определена на основе сметной стоимости строительства:

— магистральные трубопроводы с сопутствующими сооружениями — ;

— насосные станции — .

Величина амортизационных отчислений:

— капитальные вложения в линейную часть с учетом всех поправочных коэффициентов,

— капитальные вложения в насосные станции с учетом всех поправочных коэффициентов.

4.7 Потери нефти при транспортировке

Стоимость потерь нефти при транспортировке:

— норма потерь нефти, приходящаяся на одну насосную станцию,

[6]

— количество насосных станций,

— стоимость одной тонны нефти,

4.8 Прочие расходы

Прочие расходы включают в себя затраты на материалы, связь, авиатранспорт, охрану, плату за землю, подготовку кадров, отчисления в региональный фонд, диагностику, отчисления на НИОКР и другие затраты.

Стоимость прочих расходов составляет от рассчитанных ранее затрат:

Результаты расчета эксплуатационных расходов представлены в таблице 8.

Таблица 8. Годовые эксплуатационные расходы.

5. Определение основных технико-экономических показателей

5.1 Себестоимость

Себестоимость — это выраженные в денежной форме текущие затраты, которые требуются на осуществление процесса производства и на реализацию продукции и услуг. Отношение этих затрат к объему произведенной продукции характеризует себестоимость единицы продукции.

Удельный показатель себестоимости:

— суммарные эксплуатационные расходы,

— годовая производительность,

— протяженность нефтепровода,

5.2 Фондоотдача

Фондоотдача — это показатель, характеризующий степень использования основных фондов проектируемого нефтепровода и определяется отношением объема перекачиваемой нефти к среднегодовой стоимости основных фондов.

— стоимость основных производственных фондов,

— капитальные вложения с учетом топографического и территориального коэффициента,

5.3 Фондовооружённость

Фондовооруженность — это показатель, демонстрирующий эффективность использования основных фондов с точки зрения обеспеченности фондов.

— численность работников,

5.4 Производительность труда

Производительность труда — показатель, характеризующий эффективность труда в процессе производства продукции данного проектируемого объекта, и определяется отношением объема перекачиваемой нефти к численности работников.

5.5 Выручка

Выручка предприятий за год определяется произведением тарифной ставки на перекачку нефти по нефтепроводу на объем перекачки и на протяженность нефтепровода.

— тарифная ставка на перекачку нефти по нефтепроводу, [6]

5.6 Прибыль

Прибыль предприятий нефтепроводного транспорта является показателем, отражающим достигнутую на данном предприятии эффективность общественного труда, а также источником экономического стимулирования и одним из источников финансирования развития магистрального нефтепровода.

— налог на добавленную стоимость, составляет от выручки,

— налог на дороги, составляет от выручки,

— налог на имущество, составляет от стоимости основных производственных фондов,

— прочие налоги, составляют от выручки.

5.7 Чистая прибыль

Чистая прибыль является разностью прибыли и налога на прибыль:

— налог на прибыль, составляет от прибыли.

Результаты расчета основных технико-экономических показателей приведены в таблице 9.

Таблица 9. Основные технико-экономические показатели.

6. Оценка эффективности проекта

6.1 Поток наличности

Поток наличности представляет собой сумму чистой прибыли и амортизации:

6.2 Чистый поток наличности

Чистый поток наличности рассчитывается как разность между потоком наличности и суммарными инвестиционными издержками:

6.3 Чистая текущая стоимость

Чистая текущая стоимость определяется по формуле:

— нормативный коэффициент приведения равновременных затрат и результатов, , — соответствующий год проекта.

Проект становится эффективным, т. е. прибыльным, если при. Однако степень прибыльности оценивается внутренней нормой рентабельности.

6.4 Внутренняя норма рентабельности

Внутренняя норма рентабельности оценивает степень прибыльности проекта для инвестора.

— внутренняя норма рентабельности.

6.5 Срок возмещения капитала

Срок возмещения капитала определяется как период времени с момента начала осуществления вложений до года полного возвращения инвестированных средств с учетом дисконтирования.

Результаты оценки эффективности проекта приведены в таблице 6.5.

1. Дерцакян А. К. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов.

Л., Недра, 1997

2. СНиП 2.01.01−82. Строительная климатология и геофизика.

3. СНиП 2.05.0.6−85* Магистральные трубопроводы.

4. Тугунов П. И., Новоселов В. Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. М., Нера, 1981.

5. Васильев Г. Г., Коробков Г. Е. Трубопроводный траснпорт нефти. М., Недра, 2002.

6. Белоусов В. Д., Блейхер Э. М., Немудров А. Г., Юфин В. А., Яковлев Е. И. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М., Недра, 1978.

7. Блейхер Э. М., Алиев Р. А., Немудров А. Г., Прохоров А. Д. Технологический расчет нефтепроводов. М., МИНГ, 1981.

8. Материалы Государственного института по проектированию магистральных трубопроводов «Гипротрубопровод», 2004.

9. Алиев Р. А., Душин В. А. Проектирование и сооружение переходов под дорогами. М., МИНГ, 1983.

10. Каталог «Нефтяные магистральные, подпорные насосы и насосы вспомогательных систем нефтеперекачивающих станций». М., Государственный институт по проектированию магистральных трубопроводов «Гипротрубопровод», 1973.

11. Скугорова Л. П. Материалы для сооружения газонефтепроводов и хранилищ. М., Нефть и газ, 1996.

12. Кузнецов М. В., Новоселов В. Ф., Тугунов П. И., Котов В. Ф. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров. М., Недра, 1992.

13. Минаев В. И. Машины для строительства магистральных трубопроводов. М., Недра, 1985.

14. Лавров Г. Е., Саттаров Т. Х. Механизация строительства переходов магистральных трубопроводов под автомобильными и железными дорогами. М., Недра, 1978.

15. Харламенко В. И., Голуб М. В. Эксплуатация насосов магистральных нефтепродуктопроводов. М., Недра, 1978.

16. Голубев Ю. Д., Чемакина Н. М. Сборник задач по охране труда в нефтяной и газовой промышленности. М., МИНГ, 1989.

17. Денисенко Г. Ф. Охрана труда. М., Высшая школа, 1985.

18. Белов С. В. Охрана окружающей среды. М., Высшая школа, 1991.

19. Роев Г. А. Очистные сооружения. Охрана окружающей среды. М., Недра, 1993.

20. Правила техники безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов. М., Недра, 1989.

21. СНиП 2.11.03−93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.

22. Бренц А. Д., Тищенко В. Е., Комарова Л. А. Организация, планирование и управление на предприятиях транспорта и хранения нефти и газа. М., Недра, 1980.

23. Комарова Л. А., Колядов Л. В. Методические рекомендации к работе над экономическим содержанием дипломных проектов. М., МИНГ, 1987.