Транспортировка высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу с использованием тепловых насосов

Энергоемкость методов регулирования определяется по формуле(22)где Nn –мощность, затрачиваемая НС на перекачку требуемого количества жидкости с регулированием работы НС, Вт; QT и HT – дебит и высотаустановки насоса при работе с регулированием, соответственно в м3/с и м; ηт - к. п. д. насоса при подаче QTПроизведем расчёт режима работы ГНПСНеобходимо перекачать партию высоковязкой нефти с плотностью 920 кг/м3 и вязкостью 710 мПа*св объеме 2 тонны по Усинскому магистральному нефтепроводу.Для перекачки такой нефти необходимо произвести подбор теплового насоса. Для насоса А2 3В 40/25-35/6,3Б-3Степень прикрытия регулирующей задвижки, дросселирующей поток по его ходу определяется через требуемый коэффициент местного сопротивления задвижки(23)где h – требуемое снижение напора на задвижке, м; v - требуемая скорость потока после задвижки, соответствующая требуемой подаче НС, м/с; φ - поправка к ξ для ламинарного режима (прил/ 9). φ = 0,1 Необходимая степень прикрытия задвижки находится на основе ξ по приложению 9. По приложению 9[3] определяем степень прикрытия задвижки – 42 %.Определим максимально допустимый дифференциальный напора станции Hmax из условия сохранения прочности трубопровода и корпуса насоса, максимально допустимого hmax и минимально допустимого hmin подпора НС из условия соответственно сохранения прочности оборудования и обеспечения бескавитационной работы НСHmax находится из (24) и (25), записанных в виде равенств, где n*Hн=Hmax; hmax - также из этих зависимостей, где h=h max, а n и Нн – соответствует значениям этих величин, полученным в ходе расчета режима работы НС. В качестве Нmax и hmin принимаются наименьшие из двух значений, полученных из (24) и (25). h min =Hs(24)(25)где n - округленное до целого значение n0; Рн – допустимое рабочее давление корпуса насоса; для магистральных насосов с подачей до 100 м3/ч, Рн = 98,1*105 Н/м2, с большей подачей - 73,5*105 Н/м2 ; h – подпор основных насосов равный (по формуле5) 70,4 мДля насоса А2 3В 40/25-30/25Б-4Степень прикрытия регулирующей задвижки, дросселирующей поток по его ходу определяется через требуемый коэффициент местного сопротивления задвижкигде h – требуемое снижение напора на задвижке, м; v - требуемая скорость потока после задвижки, соответствующая требуемой подаче НС, м/с; φ - поправка к ξ для ламинарного режима (прил 9). φ = 0,1 Необходимая степень прикрытия задвижки находится на основе ξ по приложению 9. По приложению 9[3] определяем степень прикрытия задвижки – 42 %.Определим максимально допустимый дифференциальный напора станции Hmax из условия сохранения прочности трубопровода и корпуса насоса, максимально допустимого hmax и минимально допустимого hmin подпора НС из условия соответственно сохранения прочности оборудования и обеспечения бескавитационной работы НСHmax находится из (24) и (25), записанных в виде равенств, где n*Hн=Hmax; hmax - также из этих зависимостей, где h=h max, а n и Нн – соответствует значениям этих величин, полученным в ходе расчета режима работы НС. В качестве Нmax и hmin принимаются наименьшие из двух значений, полученных из (24) и (25). h min =Hsгде n - округленное до целого значение n0; Рн – допустимое рабочее давление корпуса насоса; для магистральных насосов с подачей до 100 м3/ч, Рн = 98,1*105 Н/м2, с большей подачей - 73,5*105 Н/м2 ; h – подпор основных насосов равный (по формуле5) 70,4 мРезультаты расчета режима работы НС с выбором насоса оформим в виде таблицы 4.1.Таблица 4.1 - Результаты расчета режима работы НС с выбором насосаПодача НС, м3/чМарка насосаДиаметры рабочих колес, ммПрикрытие регулируемого органа, %Допустимый подпор, мДопустимый дифферен-циальныйнапор НС, мhminhmax35,0А2 3В 40/25-35/6,3Б-34304220.070.4420,432,4А2 3В 40/25-30/25Б-44304220.070.4420,4Таким образом, оба насоса удовлетворяют заданным условиям.Но, исходя из меньшей мощности двигателя и большей подачи, что существенно экономит расход электроэнергии, выбираем магистральный насос А2 3В 40/25-35/6,3Б-3.5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕРАБОТЭкономическая эффективность проекта составляет 30 лет.Величина процентной ставки прибыли предусмотрена в размере 15%.Ставка дисконтирования – 10%.Срок амортизации – 30 лет.Амортизационные расходы определялись как для целей налогообложения, так и для внесения в эксплуатационные затраты.Амортизационные отчисления для целей налогообложения определены по группам и подгруппам основных средств согласноНалогового Кодекса РФ от 31.07.1998г.:- амортизационные отчисления согласно Стандартам Бухгалтерского учета – 12%;При расчете тарифа учтен налог на имущество – 2,2% и корпоративный подоходный налог в размере 30% от налогооблагаемого дохода.В период 2006г-2010г объем перекачки нефти составил1,1 млн. т/г, а после 2011 г объем перекачки составляет 0,65 млн. т/г.Протяженность нефтепровода – 180 км.Грузооборот составил20тыс.т/км.Курс доллара принят на уровне65 рублей.Оценка экономической эффективности проекта проводилась по следующим экономическим показателям, соответствующим требованиям органов РК и общепринятой мировой практики:1) Внутренняя норма прибыли (IRR);2) Денежные потоки;3) Дисконтированный поток денежной наличности – (NPV) при норме дисконта - 10%;4) Тариф на перекачку нефти;5) Срок окупаемости капитальных вложений.Показатель – период окупаемости, определяемый временем возмещения капитальных вложений, чем меньше значение этого показателя, тем эффективнее рассматриваемый вариант. Важнейшим показателем эффективности проекта является чистый дисконтированный доход – ЧДД (другие названия NPV, интегральный эффект), который рассчитывается по формуле:где: Ф - денежный поток;α- коэффициент дисконтирования.Для признания проекта эффективным с точки зрения инвестора необходимо, чтобы ЧДД проекта был положительным; при альтернативных проектах предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением ЧДД (при выполнении условия его положительности). Показатель – внутренняя норма прибыли (IRR или ВНД или внутренняя норма дисконта) определяет норму прибыли на вкладываемый капитал.Для оценки инвестиционного проекта значение ВНД необходимо сопоставлять с нормой дисконта – Е. Инвестиционные проекты, у которых ВНД>Е, имеют положительный ЧДД и являются эффективными.Внутренняя норма прибыли или внутренняя норма возврата капитала по методике определяется от ежегодного денежного потока.Тарифы на перекачку нефти по участку Усинское месторождение- головные рассчитаны по варианту:- единый тариф (по первому году эксплуатации) при постоянном объеме перекачки Транспортные тарифы рассчитываются на основе тарифного дохода (общей стоимости услуг), определяемого по формуле:Тарифный доход = Общие затраты + Прибыль на задействованные активыПрибыль = Задействованные активы Процентная ставка прибылиПроцентная ставка прибыли рассчитываются в виде средневзвешенной величины по формуле:(Собственный капитал*А%)где: А - процентная ставка прибыли на собственный капитал предприятия.Удельный тариф на перекачку нефти рассчитывается по каждому тарифному объекту отдельно за 1 тонну на 1000 км по формуле:где: ТД - тарифный доход от перекачки нефти по данному тарифному объекту, млн. рублей;Г - грузооборот перекачки нефти по данному тарифному объекту, млн.тонн/км.Эффективность (в рублях) от применения выбранного метода регулирования перекачки нефти по сравнению с другими методами может быть рассчитана по формуле(26)где Nп0 и Nп, - мощности, затрачиваемые НС при работе с выбранным и прочим (сравниваемым) методами регулирования, Вт; τр- время работы НС с подачей QT, ч; П2 – плата за I кВт/ч фактически затраченной электроэнергии, принимаемая по [4], коп/(кВт/ч). рублей/км.Основные технико-экономические показатели приведены в следующей таблице 5.1.Таблица 5.1– Основные технико-экономические показатели нефтепровода Усинское месторождение- головныеНаименование1-этап2-этапОбъем транспортировки, тыс.т2000015000Тарифная выручка 1-го года эксплуатации, тыс.$4217847215Эффективность (в рублях) от применения выбранного метода регулирования, рублей/км100736. ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ И ОХРАНА ТРУДААнализ опасных и вредных производственных факторов.Трубопроводный транспорт – самый надежный способ транспортировки нефти и газа. При нормальных условиях эксплуатации, объекты трубопроводного транспорта нефти не представляют опасности для населения. Но в тоже время, ежегодно в мире происходит около 1500 аварий на нефте- и газопроводах, из них около 4% приводят к человеческим жертвам и значительному материальному ущербу. При относительной безопасности трубопроводного транспорта нефти, крупные аварии на нефтепроводах, могут иметь весьма значительные негативные последствия. Ущерб от подобных аварий исчисляется десятками миллионов долларов. Следовательно, основным источником опасности объектов трубопроводного транспорта нефти для населения и природной среды являются аварийные ситуации.Количественная характеристика безопасности объектов трубопровода определяется на основе анализа риска аварийных ситуаций.Вероятность возникновения аварий на трубопроводах оценивается по анализу статистических данных об аварийности магистральных нефтепроводов.Величина возможных людских потерь определяется с учетом поражающих факторов и размеров зон поражения.Возникновение аварийных ситуаций на магистральных трубопроводахпроисходят в результате влияния различных факторов, которые отражают особенности проектирования, строительства и эксплуатации, оборудования и трубопроводов в конкретных условиях окружающей природной и социальной среды. Причины аварийных ситуаций в резервуарных парках инасосно-перекачивающих станциях связаны с разрушением резервуаров и пожарами в резервуарных парках, технологических насосных, печах подогрева нефти, а также разгерметизацией технологического оборудования.Вероятность разгерметизации технологического оборудования и разрушения резервуара включает механические и коррозионные повреждения, дефекты конструкции и монтажа, а также при активизации оползневых процессов, землетрясение, наводнение и другие стихийные бедствия. Причины возникновения пожара обусловлены образованием взрывоопасных концентраций паров углеводородов в резервуаре или обваловании и закрытых помещениях насосных станций, в печах подогрева при активизации источника воспламенения (инициирования) взрывоопасной смеси.Источниками взрывоопасности являются:- выделение паров углеводородов нефти в процессе больших и малых дыханий резервуаров;- нерегламентированные утечки нефти из технологического оборудования и технологических трубопроводов;- сброс подтоварной воды, загрязненной нефтью из резервуаров;- утечки нефти из аварийных резервуаров и подводящих трубопроводов;- разлив нефти при разрушении резервуаров.Наиболее опасное загрязнение окружающей среды происходит при авариях магистральных нефтепроводов, особенно большого диаметра. При авариях загрязняется значительная территория и нефть, впитываясь в грунт, губит верхние слои почвы. В отдельных случаях при авариях нефть непосредственно попадает в водоемы. При этом могут загрязняться и подземные воды. При испарении разлившейся нефти атмосфера загрязняется легкими углеводородами. Производственная санитарияВоздух производственных территорий и помещений должны соответствовать установленным нормативам. Контроль загазованности осуществляется в установленном на предприятии порядке.Предприятия, должностные лица и работники обязаны обеспечивать сбор, переработку, обезвреживание и захоронение производственных и бытовых отходов и содержание территории в соответствии с санитарными правилами и нормами.Рабочие, руководители, специалисты и служащие строительных организаций обеспечиваются спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты с учетом вида работы и степени риска. Подготовка к эксплуатации санитарно-бытовых помещений и устройств для работающих на строительной площадке объекта должна быть закончена до начала основных строительно-монтажных работ и пуска в эксплуатацию.Рабочие, руководители, специалисты и служащие, занятые на строительных объектах, обеспечиваются санитарно-бытовыми помещениями (гардеробными, сушилками для одежды и обуви, душевыми, помещениями для приема пищи, отдыха и обогрева, комнатами гигиены женщин и туалетами). На каждом объекте строительства и эксплуатации выделяются помещения или места для размещения аптечек с медикаментами, носилок, фиксирующих шин и других средств для оказания первой помощи пострадавшим.Все работающие на строительной площадке и персонал объекта должны быть обеспечены питьевой водой, качество и условия хранения которой должно соответствовать санитарным требованиям. Проектом предусматриваются питьевые установки, расположенные на расстоянии 75 м по горизонтали и 10 м по вертикали от рабочих мест.Мероприятия по снижению уровня шума при эксплуатации трубопроовдов:- Повышение точности изготовления и сборки зубчатых передач и других механизмов;- Изолирование соударяющихся частей механизмов (упругие вставки, прокладки, компенсаторы и др.);- Применение звукоотражающих экранов;- Отделка стен звукопоглощающими материалами;- Звукоизолирующие кабины и наушники.Техника безопасностиНа предприятии разрабатываются мероприятия по охране труда и технике безопасности, предупреждению и ликвидации аварийных, травмоопасных и других чрезвычайных ситуаций, в которых предусматривается:- инструктивное обеспечение персонала и объектов;- обучение персонала безопасным методам работы;- медицинское освидетельствование персонала и обеспечение средствами индивидуальной и коллективной защиты;- содержание в безопасном состоянии территорий, помещений, объектов, рабочих мест;- безопасная эксплуатация и охрана объекта;- средства автоматики, аварийной защиты и управления;- безопасная эксплуатация грузоподъемных механизмов и сосудов, работающих под давлением;- пожарная безопасность;- ограничение вредного воздействия опасных и вредных факторов на людей и мониторинг окружающей среды;- антикоррозионная и катодная защита;- безопасность вспомогательных, ремонтных и аварийных работ;- электробезопасность;- разработка плана ликвидации возможных аварий и мероприятий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций (ЧС) природного и техногенного характера;- разработка дополнительных мероприятий в случае наличия сернистых соединений;- обеспечение эксплуатационной и инструктивной документацией, паспортизация и сертификация оборудования и материалов.Перед сдачей в эксплуатацию все трубопроводы подвергаются испытанию на прочность и плотность.Электрические приборы и механизмы, задействованные в работе - заземляются. Движущиеся части механизмов имеют защитное ограждение.При включенных системах контроля и управления запрещается соприкасаться с токоведущими типами и составными частями, находящимися под напряжением.Производить профилактический осмотр электрических приборов и механизмов, а также их ремонт только после обесточивания и проверки отсутствия напряжения в механизмах.Производственное оборудование, узлы, предусматриваемые проектом, обеспечивают безопасность работающих при монтаже (демонтаже) и эксплуатации в составе технологических комплексов при соблюдении требований, предусмотренных эксплуатационной документацией.Охрана окружающей средыДля сбора утечек от магистральных насосных агрегатов, дренажа оборудования и трубопроводов предусмотрены подземные дренажные емкости типа ЕП-25. На этапе эксплуатации НПС используются различные механизмы и технологическое оборудование, которые в процессе работы являются потенциальными источниками выбросов вредных веществ в атмосферный воздух.Отрицательное воздействие загрязнителей воздуха обусловливается их токсическими и раздражительными свойствами. При обустройстве и эксплуатации проектируемых объектов загрязнение атмосферы предполагается в результате выделения: легких фракций углеводородов и серы от технологического оборудования (резервуары, насосы и т.д.).Источники загрязнения атмосферного воздуха на этапе эксплуатации представлены в таблице 6.1.Таблица 6.1 – Источники загрязнения атмосферного воздуха на этапе эксплуатации НПСНаименованиеисточника КоличествоРВС5Котельные4Емкость с топливом4Насосные установки14Дренажные емкости4Фильтры-грязеуловители6Резервные дизельные электростанции1Источником загрязнения подземных вод на площадке НПС могут быть:- утечки из резервуаров хранения нефти; - разливы нефти на узле учета;- разливы нефти при чистке и промывке резервуарного парка;- замазученность б/у труб и запорной арматуры на территории хранения трубного запаса;- утечки нефти через неплотности запорной арматуры;- фильтрация производственных и хозбытовых сточных вод из сетей канализации и очистных сооружений;- фильтрация загрязненных атмосферных осадков;- места хранения производственных и хозбытовых отходов;- смывы и разливы нефти на нефтеналивной эстакаде.Далее приводится характеристика источников формирования стоков на этих объектах и мероприятия по их утилизации.На НПС будут формироваться следующие виды стоков: - производственные ливневые стоки, загрязненные нефтепродуктами и взвешенными веществами;- производственные и хозяйственно бытовые стоки.Организационные мероприятияНа предприятии необходимо осуществлять как государственный, так и производственный контроль. При организации производственного контроля основной задачей является выбор конкретных источников, подлежащих систематическому контролю на территории предприятия.Контроль выбросов осуществляется санитарной лабораторией предприятия, либо организацией, привлекаемой предприятием на договорных началах.План график контроля на предприятии за соблюдением нормативов ПДВ на источниках выбросов составляется экологическими службами предприятия. Для стационарных технологических процессов время непрерывного контроля концентраций выбрасываемых веществ должно составлять не менее 1 часа.При эксплуатации нефтепровода и нефтеперекачивающих станций необходимо составить план мероприятий организационно-технического характера в период НМУ:- усиление контроля за точным соблюдением технологического регламента работы оборудования;- исключение работы вышеуказанного оборудования на форсированном режиме.- снижение производительности оборудовании (щадящий режим);- ограничение движения и использование автотранспорта по территории;- сокращение времени движения автотранспорта на переменных режимах и запрещение работы двигателей внутреннего сгорания на холостом ходу.Инструментальный метод основан на применении автоматических газоанализаторов, непрерывно измеряющих концентрации загрязняющих веществ в выбросах контролируемых источников.Инструментально-лабораторный метод основан на отборе проб отходящих газов из контролируемых источников с последующим анализом в химических лабораториях на приборах.Частоту (период) планового контроля предприятия в зависимости от III категории опасности проводят 1 раз в 3 года.Объекты промплощадкинефтеперекачивающих станции должны проверятся 1 раз в год.Для предупреждения неблагоприятных последствий загрязнения воздуха содержание вредных веществ в атмосфере регламентируется соответствующими нормативными документами. Допустимой считается концентрация вредного вещества, которая не оказывает прямого или косвенного вредного и неприятного действия на организм человека, не снижает его работоспособности, не ухудшает самочувствия. ЗАКЛЮЧЕНИЕ1. В данной дипломной работе представлен проект транспортировки высоковязкой нефти с использованием тепловых насосов2. В общей части проекта рассмотрены основные вопросы по месторождению, приведена информация по трубопроводному транспорту нефти в Российской Федерации.3. В специальной части приведены расчеты необходимых насосов и их характеристик.4. Также проведен расчет и сравнительный анализ основных экономических показателей. В технико-экономической части проекта произведен расчет основных технико-экономических показателей, определены экономические показатели эффективности проекта.5. Рассмотрены вопросы по технике безопасности и охране труда. Проанализированы вредные воздействия на окружающую среду, предусмотрены профилактические организационные мероприятия по снижению влияния данного проекта на компоненты окружающей среды.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ1. Тигунов П.Н., Новосёлов В.Ф., Корчак А.А. и др.Типовые расчеты припроектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. - УФА: ООО «Дизайн - полиграф сервис», 1996 -658 с.2. Шаммазов А.А., Корчак А.А., Коробиков Г.Е. и др.. Основы трубопроводного транспорта нефти. Учебное пособие. - УФА: Гос. изд.науч. тех. Литературы «Реактив», -1996 - 152 с.3. Березкин В.Л., Бобрецкий Н.В. Сооружения насосных и компрессорныхстанций: Учебник для ВУЗов. - М.: Недра, 1985 - 288 с.4. ВНТП 2-86 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. Миннефтепром, 19875. ВСН 173-84 Инструкция по технологии и организации строительства кабельных линий технологической связи магистральных трубопроводов, Миннефтегазстрой ВНИИСТ, Москва, 19856. ГОСТ 9.602.89- Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.7. ППБС РК-11-98 «Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов».8. РД 39-009-99 - Руководящий документ. Противокоррозионные мероприятия при эксплуатации магистральных нефтепроводов.9. РД 153-39.4-039-99 - Руководящий документ. Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и площадок МН.10. СНиП 3.01.01-85-Организационно-технические мероприятия, нап-равленные на плановое развертывание и ведение строительно-монтажных работ.11. СНиП РК 02.01-2001-Пожарная безопасность зданий и сооружений.12. Янкович А.Н., Бусурин А.А.- Охрана труда –М.: Недра, 1990.13. Иванов Е.А., Мокроусов С.И. Обеспечение промышленной безопасности функционирования объектов магистральных трубопроводов. Безопасность труда в промышленности. 2001.14. Лисаков М.В., Печеркин А.С., Сидоров В.И. Оценка риска аварий на линейной части магистральных нефтепроводов / Безопасность труда в промышленности. 1998.15. Панов Г.Е., Петряшин Л.Ф., Лысяный Г.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1986.16. Полозков В.Т. Охрана труда и противопожарная защита на магистральных нефтегазопроводах, нефтебазах и газохранилищах. М.: Недра, 1975.17. Телегин Л.Г., Ким Б.И., Зоненко В.И. Охрана окружающей среды при сооружении и эксплуатации газонефтепроводов: Учеб. Пособие для вузов. – М.: Недра, 1988.18. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтехранилищ. Уфа, Дизайн, 2002.