WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Таблица 1 – Зависимость коэффициента от определяющих параметров

Задача

Решение

Увеличение производительности

при неизменном количестве НПС (n=n1)

,

где Q – функция, показывающая, на сколько необходимо уменьшить 0 для достижения заданного увеличения производительности нефтепровода; – требуемый коэффициент увеличения производительности нефтепровода; n – исходное количество НПС; n1 – увеличенное количество НПС, необходимое для повышения производительности нефтепровода.

при увеличении количества НПС в два раза (n1=2n)

,

совместно с прокладкой лупинга

,

где W – соотношение крутизны характеристики всех НПС и крутизны характеристики трубопровода в случае перекачки нефти без ПТП ; Bi – коэффициент в напорной характеристике i-й НПС; fo - гидравлический уклон при единичном расходе в случае перекачки нефти без ПТП; – поправка, учитывающая изменение гидравлического уклона на участке трубопровода с лупингом;– относительная длина лупингов, (xл – суммарная длина лупингов, L – длина трубопровода).


Уменьшение энергозатрат на перекачку нефти

,

где N – функция, показывающая, на сколько необходимо уменьшить 0 для заданного уменьшения энергозатрат; nH – исходное количество насосов; nH1 – уменьшенное количество насосов в случае перекачки с использованием ПТП.


Уменьшение рабочего давления в ослабленном сечении

трубопровода

,

где рmax – функция, показывающая на сколько необходимо уменьшить 0 для заданного увеличения пропускной способности участка с ослабленным сечением; imax – максимально возможная величина гидравлического уклона на участке с ослабленным сечением; i0 – величина гидравлического уклона в нефтепроводе до выявления ослабленного сечения.

Расчеты по формулам, приведенным в таблице 1, выполнялись при следующих допущениях: 1) протяженность нефтепровода не превышает длины одного эксплуатационного участка; 2) расстояние между НПС и установленное на них оборудование одинаковы; 3) противотурбулентная присадка вводится в поток только на одном перегоне между НПС.

Результаты расчетов величин Q при упрощающем допущении об отсутствии зависимости напора насосов от подачи приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2 - Оценка величины Q при W=0 и n=n1

n

Величины Q (%) при, равном

1,05

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

1

9,3

17,4

30,6

40,8

49,0

55,6

60,9

65,4

2

17,4

32,4

56,7

75,3

89,9

3

25,5

47,4

82,7

Область заведомо
недостижимых величин Q

4

33,6

62,4

5

41,6

77,4

Из таблицы 2 видно, что с увеличением количества перекачивающих станций для повышения Q требуется примерно кратное числу НПС уменьшение 0. Так как больше, чем на 100% уменьшить 0 невозможно, то в многих случаях (большие значения и n) требуемое увеличение производительности нефтепровода применением ПТП недостижимо.

При удвоении числа НПС применять присадку нет необходимости (=0) при. Поэтому оценка величин для данного случая выполнена при значениях >(таблица 3).

Таблица 3 - Оценка величины (%) при W=0 и одновременном удвоении числа НПС ( n1=2n)

n

Величины Q (%) при, равном

1, 5

1,6

1,7

1,8

1,9

1

12,6

32,7

49,2

62,9

74,4

2

15,5

54,2

85,9

Область заведомо недостижимых

3

18,5

75,8

4

21,4

97,4

5

24,4

величин Q

Нетрудно видеть, что при применении ПТП одновременно с удвоением числа НПС имеется возможность достижения больших значений и при меньших, чем в случае, когда n1=n. Данная возможность обусловлена увеличением количества работающих насосов.

Допущение о том, что W=0, позволило упростить анализ величин Q. Однако на самом деле W0. Выполненные в диссертации расчеты показали, что если учесть зависимость напора насосов от их подачи, то для одних и тех же условий требуемые величины Q возрастают. Это значит, что возможности увеличения производительности нефтепроводов уменьшаются.

Расчеты, выполненные применительно к задаче увеличения производительности нефтепровода за счет одновременного применения лупинга и противотурбулентной присадки, показали следующее:

1) применять противотурбулентную присадку необходимо только в том случае, когда с помощью лупинга добиться заданного увеличения производительности не удается;

2) чем круче суммарная характеристика основных насосов, тем при прочих равных условиях величина (а значит, и концентрация ПТП) должна быть больше.

Расчеты, выполненные применительно к задаче об уменьшении энергозатрат на перекачку путем введения в поток нефти ПТП с одновременным отключением части основных насосов, показали, что:

  1. отключить можно не более 2-х насосов (в противнем случае необходимые величины заведомо недостижимы, т. к. они превышают 100 %);
  2. доля сэкономленной электроэнергии возрастает пропорционально увеличению доли отключенных насосов.

Исследование возможности увеличения с помощью ПТП производительности лимитирующего участка, где имеются ограничения по рабочему давлению, позволили установить, что эта величина составляет. Учитывая, что число Деборы, в частности, зависит от концентрации ПТП, можно утверждать, что величина зависит только от количества присадки, введенной в нефть, и от степени её влияния на гидравлическое сопротивление турбулентному потоку.

Четвертый раздел диссертации посвящен разработке методики определения оптимальной концентрации противотурбулентных присадок при решении задач улучшения показателей работы нефтепроводов.

В условиях рыночной экономики критерием принятия оптимального решения является достижение максимальной величины чистого дисконтированного дохода ЧДД, вычисляемого по формуле

(6)

где Rt – экономические результаты, достигаемые на t-м интервале времени; St – затраты на этом интервале времени; Е – норма дисконта; tc – временной горизонт расчета (срок введения ПТП в поток нефти).

Для случая увеличения производительности нефтепровода в раз тарифная выручка от перекачки составит

, (7)

где G0 – первоначальная годовая пропускная способность нефтепровода; Т – тариф на перекачку 1т нефти на расстояние L

. (8)

Здесь – тариф на перекачку 1 тонны нефти на расстояние 100 км.

Затраты на осуществление перекачки складываются из трёх составляющих:

- затраты на эксплуатацию магистрального нефтепровода

, (9)

где – затраты, не зависящие от концентрации присадки;

– количество работающих НПС;

– коэффициент в напорной характеристике i-й НПС;

– цена 1кВт.ч электроэнергии;

– количество нефти, перекачиваемой при отсутствии ПТП по участку с ослабленным сечением за период, предшествующий ремонту трубопровода;

- затраты на присадку и её закачку в трубопроводе

,

где – цена присадки; – количество присадки, необходимое для обеспечения годовой пропускной способности нефтепровода, равной ; – стоимость одной установки по закачке ПТП в нефтепровод; – общее количество установок;

- затраты на применение традиционных средств увеличения Q

(10)

где – стоимость 1 км лупинга; – длина лупинга, сооружаемого в t-м году; – суммарная длина лупингов, построенных в t-м году; – нормативы отчислений на текущий ремонт и амортизацию для лупинга; – то же для нефтеперекачивающих станций;– стоимость строительства одной НПС.

Учитывая, что величины Rt, от времени не зависят, целевая функция чистого дисконтированного дохода имеет вид

. (11)

Алгоритм нахождения оптимальной концентрации ПТП по формуле (11) следующий: 1) задаются величиной ; 2) выбирают способ увеличения производительности (удвоение числа НПС или прокладка лупинга); 3) находят требуемую величину п; 4) вычисляют число Re, соответствующее увеличенной производительности; 5) находят необходимую концентрацию ПТП; 6) рассчитывают величины Rt, и

Оптимальному варианту увеличения производительности соответствует максимальная величина ЧДД1.

В качестве примера были выполнены расчеты для нефтепровода диаметром 1220 мм, по которому нефть перекачивается насосами НМ 10000-210 в зоне гидравлически гладких труб. Цена присадки принималась равной 50, 60 и 70 руб./кг, а стоимость строительства 1 км нефтепровода – 7, 8 и 9 млн. руб. Временной горизонт расчета – 10 лет.

По результатам вычислений построены графики зависимости ЧДД от коэффициента увеличения производительности (рисунок 3) и от концентрации присадки (рисунок 4).

Из рисунка 3 видно, что в зависимости от цены ПТП ее применение более целесообразно, чем лупинга, при < 1,13…1,17. Сочетать удвоение числа НПС с прокладкой лупинга экономически целесообразно при > 1,3. При коэффициентах увеличения производительности 1,13…1,17 < < 1,3 экономически эффективнее сооружать лупинги.

На рисунке 4 показан характер зависимости прибыли, связанной с уменьшением затрат электроэнергии на перекачку, от концентрации и цены присадки. Видно, что оптимальная величина концентрации для условий рассмотренного примера (при ) составляет 2,4 г/т. При большей цене присадки достигаемый эффект уменьшения энергозатрат на перекачку не компенсирует затрат, связанных с применением ПТП.

Результаты расчетов ЧДД применительно к задаче сохранения пропускной способности участка нефтепровода с ослабленным сечением для различных цен присадки и величин imax, составляющих 60, 70 и 80 % от первоначального, представлены на рисунке 5. Из него следует, что в случае, когда максимально допустимая величина гидравлического уклона в участке трубопровода с ослабленным сечением равна, то составляет около 8,5 г/т. Если, то, а при.

Рисунок 3 – Величина ЧДД для различных способов

увеличения производительности нефтепровода

Рисунок 4 - Зависимость прибыли, связанной с реализаций проекта,

от концентрации и цены присадки

То есть чем более ослаблена труба, тем оптимальная концентрация ПТП выше. Данный результат вполне объясним, т. к. чем меньше, тем большим в отсутствие ПТП является ущерб от недопоставки нефти. Это обусловливает экономическую эффективность применения всё больших количеств присадки для увеличения пропускной способности лимитирующего участка нефтепровода.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»