Выбор наивыгоднейшего способа тран-та нефтегруза

Существует три основных вида транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: водный, железнодорожный, трубопроводный. Водный транспорт позволяет в наливных баржах и танкерах перевозить нефть, нефтепродукты и сжиженные природные и нефтяные газы в любых количествах. Речной транспорт носит сезонный характер, поэтому в пунктах налива и разгрузки судов надо строить дополнительные емкости для накапливания нефтяных грузов на межнавигационный период или заменять водный транспорт ж|д перевозками.

Ж\Д транс-м можно перевозить нефтяные грузы всех видов, в том числе и сжиженные нефтяные газы, в цистернах, бункерах или легкой таре. Использование Ж|д тран-та при больших установившихся грузооборотах нецелесообразно из экономических соображений.

Трубопров-ы служат для транспортировки больших количеств нефти, нефтепродуктов и сжиженных нефтяных газов в одном направлении. Труб-ый транспорт в отличие от других видов тран-та - непрерывный, что обеспечивает ритмичную работу поставщиков и бесперебойное снабжение потребителей. Перед проектировщиками встает задача выбора оптимального способа транспортировки. Выбор того или иного вида транспорта осуществляется технико-экономическим сравнением вариантов. Важнейшими экономическими показателями являются капитальные затраты и эксплуатационные расходы. К кап.затратам относятся: стоимость оборуд-ия, материалов, работ по сооружению объекта. В состав эксплуатационных расходов входят: отчисления на амартизацию и текущий ремонт, заработная плата, плата за электроэнергию, топливо, воду и.т.д. Капитальные затраты считаютя единовременными. Эксплуатационные расходы-текущие, распределены во времени. Если при сравнении двух вариантов окажется, что у одного из них и капитальные, и эксплуатационные расходы меньше, чем у другого, т.е. К1<К2 и Э1<Э2, то выгодность первого варианта бесспорна. Если К1<К2 и Э1>Э2 то для выбора лучшего варианта приходится вводить еще один показатель экономической эффективности –срок окупаемости дополнительных кап вложений за счет экономии в эксплуатационных затратах: t=K2-K1/Э1-Э2.Поскольку годовая продукция предприятий в обоих вариантах одинакова (тонно-километр транспортной работы), разность эксплуатационных затрат Э1-Э2 показывает, насколько годовая прибыль во втором варианте будет больше, чем в первом варианте. Таким образом, величина t показывает, за сколько лет дополнительные капитальные затраты, вкладываемые в транспортную систему по второму варианту (по сравнению с первым вариантом), окупятся за счет большей прибыли по второму варианту.

Для нефтяной и газовой промышленности установлен нормативный срок окупаемости Тн или обратная величина Ен=1/Тн – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (Ен=0.15).Если t<Tн т.е. дополнительные капиталловложения окупаются скорее чем по норме,то выгоднее вариант с большими кап.вложениями, т.е. второй. Если t>Тн то выгоднее первый вариант.

Если (К2-К1)/(Э1-Э2)=t<Tн то второй вариант выгодне чем первый. Преобразуем это неравенство: (1/Тн)К1+Э1>(1/Тн)К2+Э2 или ЕнК1+Э1>ЕнК2+Э2.

Выражение ЕнКi+Эi=Si называется приведенными затратами i-го варианта.

У второго варианта,более выгодного, приведенные затраты меньше чем у первого. Следовательно, при сравнении нескольких вариантов следует определить приведенные затраты по каждому варианту, и вариант с наименьшими приведенными затратами будет оптимальным.

14.Основные объекты и оборудование нефтепроводов.

В состав сооружений м.н. входит линейная часть (пред-т трубопровод; система противокоррозионной защиты, линии связи и.т.д.), перекачивающие станции (головные, промежуточные) распологаются с интервалом 50-150 км. Перекачивающие НС оборудованы ц.н. с электроприводами. Q- применяемых в настоящее время достигает 12500 м³/ч. В начале нефт-а распологается головная НС, которая распологается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих труб-ов. Головная от промежуточной отличается наличием резервуарного парка 2-х 3-х суточной пропускной способностью нефт-да. Кроме основных объектов, на каждой НС имеется комплекс вспомогательных сооружений трансформ-ая подстанция, котельная, система водоснабжения и канализации как головные, так и промежуточные НС оборудованы подпорными насосами. Аналогично устройство станции и для магистральных продуктопроводов. (Тепловые станции ус-ют на труб-ах транспортир-ие высоковязкие и высокозастывающие нефти и нефтепродукты) иногда совмещ-ют с НС. Для подогрева перекачив-го прод-а применяют подогреватели паровые или огневые. Трансформаторы снабжены теплоизоляционным покрытием для снижения тепловых потерь. КП-либо сырьевой парк НПЗ, либо перевалочная база. На расстоянии 20-10 км друг от друга размещены усадьбы линейных обходчиков. Запорную арматуру следует устанавливать через 15-20 км. С обеих сторон запорной арматуры д.б. предусмотрена установка манометров. Устройства приема и пуска скребков размещаются на расстоянии до 300 км друг от друга. Устройства приема и пуска предусматриваются так же на лупингах протяженностью более 3 км и отводах протяженностью более 5 км. Остальные НПС оборудуют устройствами для пропуска скребка.

15. Технологический расчет н/пров.

Включает в себя решение следующих основных задач: 1. определение экономически наивыгоднейших параметров н/пров (D, Р, δ, числа НС). Наивыгоднейшие параметры определяют сравнением конкурирующих вариантов. Для данной производительности выбирают 3 диаметра и для всех 3 вариантов выполняют технологический расчет (механический + гидравлический + технико-экономический) и по минимуму затрат определяют оптимальный вариант.; 2 определение местонахождения станций на трасса н/пров. Расположение НПС определяют графически на сжатом профиле трассы методом Шухова.; 3. расчет режимов эксплуатации н/пров. Рвх, Рвых, Q. Определение давления на станции, подогрев на станции, производительность перекачки, регулирование работы трубопровода, при изменении режима.

Исходные данные для технологического расчета: 1. Наименование начального и конечного пункта; 2. производительность; 3. физико-химические свойства перекачиваемого нефтепродукта (плотность, вязкость, температура застывания, упругость паров); 4. пункты сброса и подкачки; 5. условия приема; 6. необходимость обратной перекачки.