Материал: 2143

дыдущего перегона между станциями является сечением всасывания следующей перекачивающей станции. При такой схеме перегоны

режиме работы одного перегона сказывается на режиме работы всего нефтепровода.

При перекачке с подключенными резервуарами предусматривается пр ем нефти с предыдущего перегона в резервуары

независпредыдущем перегоне может произойти авария, а последующие перегоны будут ра отать за счет запасов нефти в резервуарах парков промежуточных станц й [2].

промежуточной станц и, и только затем закачка полученной нефти

из резервуаров в нефтепровод следующего перегона. При такой схеме

перегоны нефтепровода между последовательно расположенными

перекач вающ ми станциями являются в гидравлическом отношении мыми ( ли почти независимыми) друг от друга – на

Как прав ло, на нефтепроводах эти схемы чередуются друг с другом: несколько участков, работающих по схеме из насоса – в

эксплуатационные участки соединяются друг с другом через подключенные резервуары. Это позволяет сочетать достоинства

Рис. 5.4. Схема нефтепровода с промежуточными станциями, работающими по схеме из насоса – в насос

61

5.4. Согласование работы участков нефтепровода с промежуточными перекачивающими станциями, работающими

станциями, работающими по схеме из насоса – в насос

При перекачке нефтей с различающимися свойствами (прежде всего по вязкости) в нефтепроводе с промежуточными станциями, работающими по схеме из насоса – в насос, происходит постепенное замещен е одной нефти другой, вследствие чего характеристики отдельных участков нефтепровода плавно изменяются. В частности,

предотвратить аварийное отключение станции применяют различные системы автоматизированного регулирования (САР) давления. Одним из способов такого регулирования является дросселирование. Для этого на промежуточной станции частично прикрывают задвижку, вводя в

поток нефти дополнительное сопротивление. От этого (Q-H)-харак- теристика второго участка становится круче. Значение подпора перед станцией при этом увеличивается. После прохождения через станцию границы контакта нефтей задвижку опять открывают.

62

Аналогичные процессы возникают в нефтепроводах при сосредоточенных отборах нефти. После включения отбора подпор на промежуточной станции падает и для его поддержания также необходимо регулирование.

Дросселирование помогает согласовать работу участков нефтепровода, однако его применение крайне неэкономично, ибо связано с большими непроизводительными затратами энергии. Прогресс вным методом регулирования является использование приводов с переменным числом оборотов, позволяющих плавно

давление на станциях и др.) не решаетсяДв рамках лишь технического подхода к проблеме. Оказывается, что достичь конечного результата, т.е. перекачать заданное количество нефти на заданное расстояние, можно не одним, а несколькими способами, с помощью трубопроводных систем, различающихся между собой параметрами. Так, например, можно соорудить нефтепроводИбольшого диаметра, но с малым числом перекачивающих станций, или трубопровод малого диаметра, но с большим числом перекачивающих станций. Можно работать с невысоким уровнем максимального давления за счет увеличения числа перекачивающих станций или, наоборот, с высоким уровнем максимального давления при уменьшенном числе перекачивающих станций. Можно вообще проложить не один, а несколько параллельных трубопроводов с диаметрами меньшими, чем в конкурирующем однотрубном варианте [1].

Вопрос о том, какими должны быть параметры проектируемой нефтепроводной системы, решается на основе технико-экономических соображений. Это означает, что выбор параметров трубопроводной

63

системы для транспорта нефти осуществляется на базе сопоставления различных вариантов технически возможных решений и выявления из их совокупности одного, оптимального по экономическим показате-

лям. Процесс этот называется оптимизацией проектных решений.

Общий принцип оптимизации проектных решений состоит в следующем:

сначала формируется множество технически возможных вариантов с стемы трубопроводного транспорта нефти. В него

позволяющую перевести капитальные вложения в ежегодные затраты на поддержание тру опроводной системы. С помощью этого коэффициента строится оптимизируемый показатель – приведенные затраты; Д

вариант, для которого приведенные затраты окажутся наименьшими, может быть принят в качестве оптимального [1].

Специально подчеркнем, что оптимизация параметров трубопроводной системы по критерию приведенных затрат может служить лишь для выбора одного из возможныхИтехнических решений, но не больше; вопрос о том, следует ли сооружать тот или иной нефтепровод должен решаться в более широком контексте, с учетом целого спектра экономических и конъюнктурных факторов.

5.5.2.Расчет укрупненных экономических показателей

Поскольку основные параметры выбранного варианта нефтепровода найдены, молено перейти к оценке стоимости каждого из них. В процессе оптимизации эта оценка осуществляется с помощью так называемых укрупненных экономических показателей.

Капитальные вложения в линейную часть нефтепровода

64

составляют основную долю суммарных капитальных вложений, поскольку именно на линейную часть приходится наибольшее

количество технологического и вспомогательного оборудования. К вложениям в линейную часть относят стоимость труб, стоимость линейной запорной и регулирующей аппаратуры, затраты на Ссооружение линий электропередач и связи, прокладку подъездных

дорог, на строительство сооружений катодной и электрохимической защиты, затраты на объекты линейной службы эксплуатации и значительную часть материальных и денежных затрат, связанных с величпрокладкой трубопровода.

Кап тальные вложения Кл в линейную часть нефтепровода в общем случае представляют формулой Кл = kL, в которой k –

удельные кап тальные вложения, рассчитанные на 1 км трубопроводабА; L – протяженность нефтепровода, км.

Удельные кап тальные вложения k не являются постоянной ной, а зав сят от параметров сооружаемого нефтепровода, климат ческого района, в котором он прокладывается, от особенностей соответствующих территорий и т.п. При некотором отвлечении от деталей коэффициент k можно представить в виде функции k = k(D, δ) для однотру ных нефтепроводов и в виде функции k = k(D1, D2, δ1, δ2) для двухтру ных систем. Численные значения этой

функции меняются в зависимости от рыночной конъюнктуры.

Капитальные вложения в сооружение перекачивающих станций рассчитывают с помощью усредненных данных, полученных при составлении смет предыдущего строительства нефтепроводов с различными диаметрами и грузопотоками. Поэтому аналитическое

перекачивающей станции представляетсяДв виде функции двух аргументов (диаметр D и грузопотока G трубопровода): КПС = K(D, G).

выражение для капитальных вложений КПС в сооружение одной И

Для расчета капитальных вложений в сооружение перекачивающих станций на двухтрубных нефтепроводах обычно принимаются следующие допущения:

каждая перекачивающая станция обслуживает сразу оба параллельных трубопровода, и отличие ее от станции однотрубного нефтепровода состоит только в том, что она включает в себя комплекс оборудования для перекачки по второй трубе;

к стоимости станции, которая определяется по диаметру и грузопотоку той нитки, где эти параметры больше, добавляется

65