1 2 3 Ім'я файлу: ВозняК Розрахункова.doc Розширення: doc Розмір: 1123кб. Дата: 08.02.2022 скачати Пов'язані файли: politika_v_sferi_yakosti.docx politika_v_sferi_yakosti (1).docx 1 Вибір раціонального способу транспортування нафтових вантажів 1.1 Завдання і вихідні дані Необхідно розробити наступні питанн: визначення капіталовкладень і експлуатаційних видатків при трубопровідному транспорті нафти визначення капіталовкладень і експлуатаційних видатків при залізничному транспорті нафти визначення капіталовкладень і експлуатаційних видатків при водному транспорті нафти вибрати найвигідніший транспорт нафти. Вихідні дані приведені в таблиці 1.1. Таблиця 1.1 – Вихідні дані до вибору найвигіднішого способу транспортування нафти
Розрахунок економічних показників трубопровідного транспорту Для заданого вантажопотоку за таблицями – 2.5 [ 1 ст.15] і 2.1 [ 1 ст.12] вибираємо діаметр трубопроводу 720 мм, собівартість перекачування яким дорівнює 0.082 коп./(т.км). Експлуатаційні затрати при трубопровідному транспортуванні нафти (1.1) де Sтр- середня собівартість перевезень трубопровідним способом транспортування; де Мр- річна кількість нафтовантажів, які підлягають транспортуванню; де Lтр- дальність перевезень трубопровідним видом транспорту. Об’єм резервуарного парку дорівнює (1.2) У відповідності з нормами проектування довжина експлуатаційної ділянки приймається в межах(400...600) км. Виходячи з цього, приймаємо ne=2; де QДОБ – добова пропускна здатність нафтопроводу. (1.3) де ρ – густина вантажу, що транспортується; 350 – планове число робочих днів. , . Капіталовкладення в лінійну частину трубопроводу , (1.4) де Сл - затрати на спорудження 1 км лінійної частини трубопроводу беремо із таблиці 2.2 [ 1 ст. 12] Сл=77,5 тис. грн/км. Приймаємо, що трубопровід повинен мати шість (одну головну і п’ять проміжних) насосних станцій з розрахунку одна насосна станція на 100…150 км. Вартість спорудження насосних станцій беремо із таблиці 2.3 [ 1ст.13 ]. Сгпс=8077 тис. грн. Сппс=2012 тис. грн. Ціну 1 м3 місткості для розрахунків з урахуванням технологічних трубопроводів і допоміжних споруд приймаємо рівною 20 грн./м3 Капіталовкладення в перекачувальні станції (1.5) де Сгпс, Сппс – вартість спорудження відповідно головної і проміжної перекачувальних станцій де n – загальне число перекачувальних станцій, вибираємо з розрахунку 1 насосна станція на 100 …150 км; де Ср – вартість м3 резервуарної місткості. Територією України проходить 100% траси (Кр=0,99). Траса в основному пройде по рівнинно-горбистій місцевості (Кт=1) (таблиця 2.4 [1 ст.14]), Зведений корегуючий коефіцієнт (1.6) де Кт і Кр – відповідно топографічний і регіональний коефіцієнти . З урахування поправочних коефіцієнтів повні капіталовкладення в трубопровідний транспорт набувають вигляду (1.7) Зведені витрати на трубопровідний транспорт (1.8) де Е – нормативний коефіцієнт нормативності капіталовкладень 1.2 Розрахунок економічних показників залізничного транспорту На основі фактичних даних середньодобовий пробіг цистерни можна прийняти рівним(200-250) км/д. Час завантаження і розвантаження порядку 4 години. Коефіцієнт нерівномірності роботи залізничного транспорту лежить в межах 1-1,5. Приймаємо lз=240 км/добу, τз=4/24 діб, υз=1,2 Повний час обороту однієї цистерни (1.9) де L3 – протяжність залізниці; l3 – середньодобовий пробіг цистерни; τ3 – час завантаження і розвантаження; де υ3 - коефіцієнт нерівномірності роботи залізничного транспорту, який враховує можливості затримки на дорозі. Кількість оборотів цистерни за рік (1.10) . Необхідна кількість залізничних цистерн (1.11) де q – об’ємна вмістимість однієї цистерни (вагон-цистерна(ТИП-60) вмістимість 60 м3) Необхідну кількість локомотивів знаходимо для маршруту, який складається з 50 цистерн: (1.12) де Цм- кількість цистерн в залізничному маршруті Експлуатаційні витрати (1.13) де S3 – собівартість залізничного транспорту, яка дорівнює 0,33 коп./(т.км). Ціна однієї цистерни вмістимістю 60 м3 рівна 5,65 тис. грн. Ціна одного електровоза вітчизняного виробництва в залежності від його потужності складає 66,8 278 тис. грн., а одного тепловоза 104...318 тис. грн. Визначаємо грошові затрати при використанню залізничний транспорт (1.14) де Сz і Cц – відповідно ціна локомотива і вагона-цистерни Зведені витрати в залізничний транспорт (1.15) 1.3 Розрахунок економічних показників водного транспорту Середня швидкість руху річкових барж за течією 130 км/добу, проти течії 90 км/добу. Коефіцієнт нерівномірності роботи водного транспорту υдв=1,25. Час навантаження і розвантаження для річковий барж складає 1 добу. Повний час обороту однієї баржі (1.16) де LВД – дальність перевезення вантажів водою; L1,L2 – добовий хід каравану барж відповідно проти і за течією; τВ – час навантаження і розвантаження суден; υВД - коефіцієнт нерівномірності роботи водного транспорту; . Річна кількість рейсів баржі (1.17) де τН – тривалість навігаційного періоду. Сумарна вантажопідйомність всіх барж, необхідних для заданого вантажопотоку (1.18) Затрати на спорудження барж (1.19) де СБР – ціна одиниці вантажопідйомності, яка дорівнює 40 грн./т. Сумарна потужність буксирів (1.20) де РБ – потужність , що затрачається на буксирування одиниці вантажу, яку приймаємо рівною 0,1 кВт/т. . Ціна необхідної кількості буксирів для несамохідних барж (1.21) де СБ – ціна одиниці потужності буксиру, яку приймаємо рівною 2000 грн/кВт. Необхідна місткість резервуарного парку (1.22) де φ – коефіцієнт заповнення місткості, який дорівнює 0,95. . Капіталовкладення в спорудження необхідної місткості (1.23) де V0 – корисний об’єм резервуарів ( ); СР – ціна спорудження одиниці місткості резервуарів Капіталовкладення в водний транспорт (1.24) Експлуатаційні затрати при водному транспорті (1.25) Зведені витрати у водному транспорт (1.26) Прийняття рішення. Аналіз зведених затрат у різні способи транспортування (Ртр=26,42·106 грн./рік, Рз=64,295·106 грн./рік, РВД=102,783·106 грн./рік) показує, що найбільш економічним є в даному випадку трубопровідний транспорт нафти, тому що він має найменші зведені витрати. 2 Технологічний розрахунок трубопроводу 2.1 Обробка вихідних даних. Густину нафти визначимо за формулою , (2.1) де - коефіцієнт, який враховує поправку по густині; - густина продукту при 20 0С. , (2.2) , . В’язкість перекачуваної нафти визначимо за формулою , (2.3) де - в’язкість при температурі ; - розрахункова температура; - коефіцієнт крутизни візкограми. , (2.4) , . Добову продуктивність нашого нафтопроводу визначимо за формулою , (2.5) де - річна пропускна здатність; - кількість робочих днів, так як довжина трубопроводу 980 км., і він проходить переважно по рівнинно-горбистій місцевості то вибираємо N=352 таблиця 5.1 [1]; де - коефіцієнт перерозподілу потоків. Вважаємо, що наш нафтопровід буде однонитковим і ним нафта буде подаватися від місця видобування до системи нафтопроводів, тому Кп= 1,1 вибираємо згідно таблиці 5.2 [1]. 1 2 3 |