Справочные данные по некоторым нефтям [4]

Нефть	Т, К	Тнк, К	Рs ∙ 10^–5, Па
Арланская	293	308	0,637
	303		0,901
	308		1,010
	313		1,188
Бавлинская	293	296	0,920
	303		1,010
	308		1,240
	313		1,680
Мухановская	303	311	0,804
	311		1,010
	313		1,084
	318		1,220
Ромашкинская	303	316	0,680
	308		0,802
	313		0,931
	316		1,010
Туймазинская	293	298	0,880
	298		1,010
	303		1,160
	313		1,600
Усть-Балыкская	293	314	0,482
	308		0,804
	314		1,010
	318		1,110

Учитывая, что возможность пользоваться каталогами центробежных насосов имеется не всегда, удобно представлять их характеристики в аналитическом виде:

,	(1.9)
	(1.10)
,	(1.11)

где Н, Δh_доп, η_н – напор, м, допустимый кавитационный запас, м, КПД насоса при подачеQ (м³/ч), доли ед.;Н₀,а₀,а,b₀,b, с₀,с₁,с₂ – эмпирические коэффициенты;Q_* – безразмерная подача насоса, численно равнаяQ.

В тех случаях, когда насос электродвигателем не комплектуется, последний подбирается по необходимой мощности

,

(1.12)

где k_m– коэффициент запаса, величина которого зависит от потребляемой насосом мощности

;

(1.13)

η_мех– КПД механической передачи, η_мех≈ 0,99; η_эл– КПД электродвигателя;N– мощность, кВт.

Величина коэффициента k_m принимает следующие значения: при N < 20 кВт k_m = 1,25; при N = 20-50 кВт k_m = 1,2; при N = 50-300 кВтk_m = 1,15; приN > 300 кВтk_m = 1,1.

Техническая характеристика магистральных нефтяных центробежных насосов и коэффициенты в расчетных формулах (1.9) и (1.11) при работе насосов на воде и маловязких нефтях приведены в приложении 2, их графические характеристики – в приложении 6, подпорных насосов – в приложениях 3-5, их графические характеристики – в приложении 7.

Для аналитического решения задач трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов часто используется описание напорной характеристики центробежных насосов в следующем виде:

,

(1.14)

где А, Б – эмпирические коэффициенты.

При выбранном коэффициенте Лейбензона mкоэффициенты рассчитываются по зависимостям

	(1.15)

Как частный случай для насосов с плавно падающей напорной характеристикой (а = 0) приm = 0 получаем Б =b; А =H₀.

В уравнении баланса напоров коэффициент Б должен входить, имея размерность (с/м³)^2–m1/м. Его можно пересчитать по формуле

.

(1.16)

Сжатый профиль трассы предоставляется по результатам изысканий. Составляя его в учебных целях, используют карту с высотными отметками. При этом следует помнить, что это не разрез земной поверхности, а чертеж, на котором все расстояния откладываются по горизонтали.

По действующей в настоящее время методике выбора оптимального варианта доставки нефти задача решается путем сопоставления приведенных годовых расходов. Оптимальным считается вариант с наименьшими приведенными годовыми расходами.

Приведенные годовые расходыопределяют по формуле

,

(1.17)

где Э – эксплуатационные расходы по данному варианту транспорта, руб.; Е_н– нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, для нефтегазовой промышленностиЕ_н= 0,12 год^–1; К – капиталовложения в соответствующий вариант транспорта, руб.

Эксплуатационные расходыопределяют по формуле

,

(1.18)

где S– себестоимость перекачки, руб.;G_год– количество транспортируемого нефтепродукта, млн т/год;L– длина пути, км.

По данным Гипротрубопровода средняя себестоимость перекачки S[коп/(т·км)] в 1980 г. для трубопроводного транспорта составляла 0,12. Себестоимость перекачки нефти по магистральному трубопроводу зависит от его диаметра (цены 1980 г.):

D, мм	219	273	325	377	426	529
S, коп/(т·км)	0,3	0,24	0,21	0,17	0,15	0,13
D, мм	630	720	820	1020	1220
S, коп/(т·км)	0,094	0,082	0,069	0,065	0,062

Капиталовложения в трубопроводный транспортК_трслагаются из затрат на сооружение линейной части трубопровода К_ли затрат на сооружение насосных станций К_н.с. Капитальные затраты в линейную часть определяют по выражению

(1.19)

где L_тр– длина трубопровода, км;с_л– затраты на сооружение 1 км линейной части трубопровода, руб.

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

D, мм	219	273	325	377	426	529
сл, тыс.руб./км	22,8	24,9	28,8	33,6	37,6	56,6
с ^* луп, тыс.руб./км	18,0	20,1	22,8	27,5	31,5	45,1
D, мм	630	720	820	920	1020	1220
сл, тыс.руб./км	71,0	77,5	91,1	113,6	136,1	180,8
с ^* луп, тыс.руб./км	56,0	62,1	74,9	97,3	119,6	165,6
________________ ^*слуп– затраты на сооружение 1 км лупинга.

Капитальные затраты на сооружение насосных станций определяют по формуле:

(1.20)

где с_г.н.с, с_п.н.с – стоимость сооружения соответственного головной и промежуточной насосных станций, руб. (табл.1.3); n – общее число насосных станций; V_p – необходимая вместимость резервуаров (кроме резервуаров ГНС), м³; с_р – стоимость 1 м³ установленной емкости, руб.

В соответствии с нормами технологического проектирования суммарный объем резервуарных парков в системе магистрального нефтепровода

(пэ–пу– 1)(0,30,5) +пу(11,5) + (23),

(1.21)

где V_сут– суточный объем перекачки нефти по трубопроводу, м³;n_э– число эксплуатационных участков протяженностью 400-600 км;n_у– число насосных станций на границе эксплуатационных участков (где выполняются приемо-сдаточные операции).

Стоимость емкости на головной насосной станции включена в стоимость головной станции. Стоимость 1 м³ емкости с_р для сопоставительных расчетов с учетом технологических трубопроводов и вспомогательных сооружений можно принимать равной 20 руб./м³.

Число насосных станций nопределяют из технологического расчета или оценивают ориентировочно из условия, что на каждые 100-150 км трубопровода приходится одна насосная станция.

Расчетное число дней перекачки принимается равным 350.

В тех случаях, когда заданный объем перекачки не попадает в интервал пропускных способностей, указанных в табл.1.3, оптимальный диаметр и число насосных станций определяют на основании технологического расчета.

При наличии лупингов или вставок большего диаметра стоимость линейной части определяют по формуле

,

(1.22)

где Х_луп– длина лупинга (вставки), км.

Таблица 1.3