Технологические основы НГК

Министерство образования  и науки Российской Федерации

Государственное образовательное  учреждение

высшего профессионального  образования

«ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ  УПРАВЛЕНИЯ»

 

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Технологические основы НГК»

Вариант№24

 

 

 

 

Выполнила:

Студентка 3 курса группы НГК 3-1

Тимошина А.С.

Проверил:

Коревский В.В.

 

 

 

 

 

 

Москва 2011 г.

Содержание:

  1. Теоретическая часть 
    1. Введение
    2. Перспективы использования многослойных нанокомпозиционных полимерных покрытий для нефтегазовых трубопроводов
    3. Выводы 
  2. Практическая часть 
  3. Список литературы

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Теоретическая часть

Введение

Внедрение новейших технологий в области транспортировки и  добычи углеводородов — важнейшая  задача государства и бизнеса  на сегодняшний день. В условиях жесткой конкуренции за энергетическое влияние данная проблема становится основной среди стран производящих и экспортирующих углеводородное сырье. Для России, кроме того, — это  задача дальнейшего наращивания  конкурентного преимущества в современном  мире, где вопрос эффективности энергетического  комплекса страны играет главенствующую роль в геополитическом аспекте.

В настоящее время многие из российских инновационных компаний ведут активный научный поиск  в этом направлении, пытаясь найти  пути их внедрения в практической плоскости.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Перспективы использования  многослойных нанокомпозиционных полимерных покрытий для нефтегазовых трубопроводов  

 

Функционирование транспортных и нефтегазопромысловых трубопроводов  происходит в жестких условиях, поскольку  в зависимости от назначения они  подвержены различным нагрузкам (внутреннему  давлению, осевым растягивающим или  сжимающим напряжениям, давлению грунта засыпки и подвижных средств, перепадам температур). Основная причина аварий на промысловых трубопроводах – внутренняя коррозия, на транспортных – внешняя.

Одно из направлений повышения  надежности трубопроводов – внедрение  новых изоляционных материалов и  современных технологий их нанесения. В последние годы для повышения  прочностных свойств и износостойкости  полимерных материалов и покрытий применяют  их армирование наноструктурными наполнителями.

В Московском «Объединенном  центре исследований и разработок»  уникальная для российского бизнеса  по масштабам и ожидаемым результатам  работа, направленная на создание и  внедрение нанокомпозиционных покрытий на основе полиолефинов, модифицированных наночастицами углерода и кремния. Благодаря сочетанию в различных комбинациях составляющих материала и вариации толщины слоев потенциально могут быть достигнуты высокие твердость, прочность, химическая стабильность, низкий коэффициент трения и хорошая износостойкость покрытий. Цель данного исследования – оценка перспективности многослойного покрытия на основе полиэтилена и углеродных наночастиц (УНЧ).

Поставлена задача: создать  на основе полиэтилена востребованного  на рынке покрытия, превосходящего современное заводское по следующим технологическим показателям:

— повышенные на десятки  процентов защитные и теплотехнические свойства; 
— в разы меньшая влагоемкость; 
— высокие прочность и изностойкость; 
— расширенный температурный диапазон эксплуатации; 
— сниженный за счет замены полиэтилена на наполнитель на 40% удельный расход сырья (этилена) на тонну готовой продукции (компаунда).

Востребованность разработки обусловлена огромным потенциальным рынком сбыта новой продукции, включающим нефтяную, газовую, нефтегазоперерабатывающую, химическую и энергетическую отрасли (рис. 1) и ужесточающимися требованиями к качеству защитных покрытий трубопроводов .

Рис. 1 Потребление коррозионно-стойких  покрытий для труб 

 

Ежегодная потребность только нефтяной промышленности в трубах с  покрытием составляет выше 80 тыс. км. 
В другом крупном секторе рынка – трубной промышленности – за последние пять лет также наблюдался обусловленный растущим спросом устойчивый рост производства труб с полимерным покрытием заводского нанесения. 

Ассортимент труб с покрытием  из полиолефинов довольно широк. Перспективы связываются с увеличением объемов выпуска труб большого диаметра (ТБД) с антикоррозионным покрытием.Более того, в последние 3 года наблюдался ажиотажный спрос на ТБД с покрытием. 

Дополнительно спрос на новый  материал для покрытий диктуется  тем, что многие трубопроизводящие компании мира стремятся попасть на рынок России. В связи с этим от отечественных предприятий потребуется высокая конкурентоспособность, которая может быть достигнута как за счет повышения качества, так и за счет внедрения новых востребованных на нефтегазовом рынке разработок.

Эксперты считают, что  созданные с использованием нанотехнологий материалы поднимут на новый уровень качество труб с антикоррозионным покрытием. Это повысит их конкурентоспособность, увеличит срок эксплуатации и изменит физико-химические свойства покрытий. Это обстоятельство немаловажно в связи со строительством нефтегазопроводов в сложных климатических условиях Крайнего Севера, пустынь и территорий с большими и резкими колебаниями температур. Кроме того, созданное с использованием нанотехнологий антикоррозионное покрытие нового типа ориентировано на соответствие международным экологическим нормам, что должно в значительной мере обеспечить конкурентоспособность продукции трубных предприятий России на рынке, особенно в странах ЕЭС. Все это позволяет сделать вывод о том, что актуальность, востребованность и перспективность разработки несомненна.

Как отмечено в ряде публикаций по наноматериалам , углеродные нанотрубки (УНТ) и углеродные нановолокна (УНВ) как наполнители полимеров способны:

- повысить электропроводность; 
— увеличить теплопроводность, теплостойкость, температуру воспламенения; 
— придать антистатические свойства; 
— улучшить механические характеристики (прочность при растяжении и на разрыв; увеличить модуль упругости и предельное растяжение; повысить износостойкость); 
— увеличить адгезионную прочность и расширить температурный диапазон применения (от -60 до 250°С); 
— обеспечить устойчивость к воздействию агрессивных рабочих сред.

В публикациях сообщалось о весьма ощутимых эффектах от введения нанотрубок в полимерные волокна. Добавление фуллеренов приводит к повышению механических свойств, радиационной стойкости, стабильности полимеров при «жесткой» эксплуатации. 
Следует отметить, что эти выводы касаются не полиэтилена, а других полимерных материалов. Для выяснения, насколько сохранятся эти свойства в пленке полиэтилена, требуется дополнительное исследование.

Рис. 2 Надмолекулярная структура образцов полиэтилена с наполнителем: а) СВ МПЭ + 2%УНВ; б) СВ МПЭ + 10% УНВ 

 

Анализ работ показал, что введение УНВ в сверхвысокомолекулярный полиэтилен (СВМПЭ) повышает механическую стойкость материала, но только при строго определенных соотношениях основы и наполнителя. На рис. 2 представлена надмолекулярная структура образцов полиэтилена с наполнителем. Изображения получены с помощью РЭМ сканированием поверхности серебряных реплик, напыленных на сколы образцов из СВМПЭ, полученных путем механического изгибающего разрушения плоских образцов, извлеченных из жидкого азота. 
Вопреки ожиданиям, частицы наполнителя не распределены равномерно по объему матрицы, а располагаются преимущественно по границам глобул, проявляясь в виде нитевидных образований.

При введении 2 вес.% УНВ эти образования наглядно проявляются на поверхности скола и имеют преимущественную продольную ориентацию (см. 2а). Это не изменяет характер надмолекулярного строения полимера – волокнистую структуру. Увеличение доли УНВ до 10 вес.% приводит к формированию весьма неоднородной надмолекулярной структуры (рис. 3 б). Последняя также имеет преимущественную ориентацию элементов, однако прослеживается расслоение как вдоль направления ориентации волокон, так и поперек нее, что связано со значительным превышением доли углеродных волокон в матрице. Введение наночастиц углерода в полимерную матрицу меняет механические характеристики полимерных материалов (табл. 2, 3).

Установлено, что прочность  образцов с УНВ при растяжении повышается, но при этом в два  раза снижается относительное удлинение. Отмечено, что значительное увеличение объемной доли наполнителя приводит к:

- снижению прочности полимерных  материалов; 
— увеличению тенденции к хрупкому разрушению.

Наблюдались изменения глубины дорожки трения, величина которой пропорциональна интенсивности изнашивания для образцов из ненаполненного СВМПЭ (рис. 3, кривая а) и с наполнителем из УНВ (рис. 4, кривая б). Установлено, что введение УНВ в СВМПЭ-матрицу задерживает начало изнашивания полимерного композиционного материала, обусловливает повышение его износостойкости почти в три раза и значительно увеличивает адгезионную прочность (до 4).

Рис. 3 Зависимость прочности от удлинения (кривая а) без наполнителя, (кривая б) с наполнителем из УНВ 

 

Установлено, что введение УНТ приводит к изменению проводящих свойств полимеров. На рис. 4 представлена зависимость электропроводности от содержания углеродных наполнителей: углеродных нанотрубок, высокопроводящей углеродной сажи, стандартного технического углерода. 
Это стандартное изображение проводимости конструкционного термопласта. Наполнение для достижения пропускания электричества в случае с многостенными углеродными нановолокнами в 5–10 раз ниже, чем для проводящего технического углерода. Этот феномен объясняется «просачиванием»: путь для потока электронов создается, когда частицы находятся очень близко друг к другу или достигли порога перколяции. 
Волокнистые структуры с высоким коэффициентом отношения длина/диаметр увеличивают количество электрических контактов и обеспечивают более однородный путь.

Геометрический коэффициент  отношения УНТ в конечном продукте (например, части, изготовленные литьем под давлением) >100 по сравнению  с короткими УНВ (<30) и техническим углеродом (>1). Это объясняет более низкую дозировку, необходимую для заданного удельного сопротивления.

Таблица 2. Предел прочности и удлинение при разрыве чистого полиэтилена и модифицированного наночастицами

Таблица 3. Предел текучести и модуль Юнга чистого и наномодифицированного поэтилена

Следует отметить, что наиболее перспективные результаты были получены в исследованиях по керамическим наполнителям. К примеру , введение керамических наполнителей в СВМПЭ приводит к увеличению износостойкости по сравнению с покрытием из чистого СВМПЭ в 5–20 раз. Однако даже в этом случае износостойкость покрытий из модифицированного СВМПЭ сопоставима с износостойкостью защищаемого металла (Ст3) за счет низкого коэффициента трения при невысоких удельных нагрузках.

Максимальную стойкость  имеют покрытия с добавкой 10 об.% глинозема: не обнаружено разрушения материала покрытия, сохранилась адгезия к подложке. Покрытия с меньшим содержанием добавок (3 об.%) частично или полностью отслаиваются. Испытания на химическую стойкость проводили на образцах с покрытием, которые погружали в емкость со щелочной средой (раствор NaOH 140 г/л) и помещали в термический шкаф. Длительность испытаний составила 6 ч; диапазон температур 20–95°С. Термоусадку определяли регистрацией изменения размеров покрытий до и после кипячения в воде в течение 1 ч.

Рис. 4 Зависимость электропроводности от содержания углеродных наполнителей  

 

Введение наноструктурных наполнителей влияет также на термо- и огнестойкость полимеров. Установлено, что покрытия из чистого СВМПЭ, а также с невысоким содержанием керамических наполнителей (до 2%) подвержены необратимой термической усадке при нагреве выше 80°С, что является причиной отслоения покрытий. Добавка 10 об.% глинозема в СВМПЭ сдерживает термоусадку покрытий, в результате чего сохраняется их адгезия к подложке после нагрева.

Термоусадка является причиной отслоения и растрескивания покрытий с невысоким содержанием добавок (3 об.%) при испытаниях на термостойкость. Испытанные покрытия выдерживали не более трех термоциклов. Покрытия, содержащие 10 об.% глинозема, показывают термостойкость в 20 и более циклов.

Ранее установлено, что гибкие УНТ по-иному прилипают к поверхностям нежели более крупные структуры из-за вандервальсовой силы притяжения между отдельными атомами. Обнаружено, что УНТ отделяются от поверхности рывками. Наблюдаются скачки в силе отрыва, когда УНТ сначала отрываются от поверхности, а потом цепляются за нее.

Для достижения требуемых  качеств композитного материала  на основе полиэтилена важны следующие  моменты:

- ориентированная укладка  УНТ; 
— обеспечение оптимальной прочности связи матрица-наполнитель.

Важен выбор метода ориентированной  укладки УНТ: растягивание, использование  сдвигающих усилий, ориентирование в  электрическом или магнитном  полях, матричный синтез, использование  капиллярных сил, диэлектрофореза, самосборки. 
Еще один вопрос, который возникает при создании полимерных покрытий на основе полиэтилена модифицированного углеродными наночастицами, – необходимость функциализации (изменение химической природы их поверхности) .

Такая функциализация:

- способствует увеличению  прочности связи трубка-матрица, 
— обеспечивает разделение сростков УНТ на отдельные трубки и улучшает однородность распределения УНТ в матрице.

Примером могут служить  данные компании Nanocyl (Бельгия): введение в эпоксидную смолу 0,5% двухслойных УНТ, функциализованных амином, повышает прочность на 10, жесткость на 15 и трещиностойкость на 43% . Однако аналогичные данные по полиэтилену отсутствуют, вопрос остается открытым.

 

 

 

Выводы

1. Новый композиционный  материал на основе полиэтилена,  модифицированного УНЧ, может  быть получен путем смешивания  компонентов в строго определенных  пропорциях. Значение имеют условия  проведения самого процесса смешивания  и адгезия внутри полимеров.  Ответы на эти вопросы могут  быть получены лишь после проведения дополнительных исследований.

2. Проведенные работы  указывают на то, что добавление  УНВ – эффективный способ улучшения  только некоторых физико-механических  характеристик материалов на  основе полиэтилена – прочность  и износостойкость полимерного  материала на основе сверхмолекулярного полиэтилена повышается в несколько раз, коэффициент трения снижается. Последнее важно, когда речь идет о внутреннем покрытии для внутрипромысловых нефтепроводов.

3. Композиционный полимерный материал с УНТ не сможет удовлетворять заложенным исходным требованиям по всем показателям. 
Во-первых, при увеличении концентрации УНТ проводимость композитов возрастает. Это свойство скорее отрицательное с точки зрения создания защитного покрытия для наружной изоляции труб. 
Во-вторых, использование УНТ для придания полимерам антистатических и проводящих свойств – коммерческая практика. Однако в случае изоляционных покрытий для трассовых трубопроводов последнее свойство оказывает скорее отрицательное влияние. 
В-третьих, в ряде работ отмечается, что качество композиционного материала сильно зависит от качества исходных компонентов – полиэтилена и УНЧ. Следует учесть, что только идеальные однослойные нанотрубки и особенно УНТ, отличаются рекордными значениями механических и транспортных свойств. Достижение идеальных параметров – вопрос, прежде всего, стоимости. Высокая стоимость одного из компонентов ставит вопрос о целесообразности создания защитного материала (покрытия) в целом. 
В-четвертых, один из показателей – стойкость к огню, как установлено, достигается при концентрации одностенных УНТ 0,5% от общей массы материала. Для многослойных УНТ этот показатель равен примерно 1%. Установлено, что для достижения других требуемых свойств (прочности и износостойкости) оптимальное количество наполнителя не должно превышать 2–3%. Кроме этого, плотность УНТ и УНВ не более 2 г/см3, что делает их легковесными наполнителями. Учитывая два последних обстоятельства, очевидно, что достичь одной из поставленных задач – 40%-ной экономии сырья (полиэтилена) введением УНТ не удастся. 

4. Полученное на основе  полиэтилена и УНТ многослойное  покрытие не будет превосходить  существующие по двум и более параметрам, и поставленная задача не может быть решена этим путем. 

5. В настоящее время  рассматриваются более перспективные  пути модификации полиэтилена,  в частности, наноструктурированными материалами.

 

Практическая  часть

Определение экономически наиболее выгодного диаметра трубопровода

Теоретически перекачку  нефти с заданным расходом G можно осуществлять по трубопроводу любого диаметра D. Причем каждому диаметру трубы соответствуют вполне определенные параметры транспортной системы (толщина стенки трубы, число насосных станций, рабочее давление и т.д.).

Капитальные затраты К и эксплуатационные расходы Э зависят от диаметра трубопровода D. Поэтому возникает вопрос об отыскании оптимального диаметра трубопровода (оптимальный вариант трубопровода). По действующей в настоящее время методике оптимальный диаметр трубопровода определяют по минимуму приведенных расходов.

Для достижения экономически наиболее выгодного диаметра трубопровода по приведенным расходам необходимо произвести гидравлический расчет по нескольким вариантам.

 

Заданные данные:

L, км

∆Z, м

G, млн. т/год

ρ, т/м3

Марка стали

Кинематическая вязкость, y

1280

1200

1,8

0,834

Ст4сп

0,00021


 

Расчет:

1. Зная годовую пропускную способность трубопровода G =1,8 млн. т/год определяем наружный диаметр трубопровода

 

DHap = DH2.=273

К нему добавляем из таблицы№1 еще два ближайшие по ГОСТу диаметра - больший DНз = 325мм и меньший - DH1=219 мм. Дальнейший расчет осуществляется по трем стандартным диаметрам.

 

2. Для каждого диаметра  вычисляется толщина стенки трубы  по формуле

δ = n ρ D нар / 2 (n ρ + R1), (мм), (1)

 

где: δ - толщина стенки трубы, мм;

n - коэффициент надежности по нагрузке, п =1, 1;

DHap - наружный диаметр трубопровода, мм;

R1 - нормативное сопротивление сжатию, МПа;

ρ - давление в трубопроводе, МПа. (необходимо подсчитать среднее арифметическое давление из таблицы №1)

Значение R1 определяется из выражения:

R1 = 0,7 σв, (МПа) (2)

 

где: σв - предел прочности при сжатии, МПа.

Значения σв для различных видов трубных сталей приведены в таблице№2.т. к в моем варианте сталь марки Ст4сп, то σв = 420 МПа.

 

Следовательно, R1 = 0,7*420 = 294 МПа.

 

Теперь подсчитаем среднее  арифметическое давление для каждого  диаметра:

ρ 1 = 9.3

ρ 2 = 7,85

ρ 3 = 7,0

Для каждого диаметра вычисляется  толщина стенки трубы по формуле

δ = n ρ D нар / 2 (n ρ + R1), (мм),

Отсюда, δ1= 1,1*9,3*219/2 (1,1*9,3 + 294) = 4 мм

δ2= 1,1*7,85*273/2 (1,1*7,85+294) = 4 мм

δ3= 1,1*7,0*325/2 (1,1*7.0+294) = 5 мм

3. Определяется внутренний  диаметр трубопровода по формуле:

 

Dвн = DHap - 2 δ

Dвн1 = 219-2*4 = 211 мм

Dвн2 = 273-2*4 = 265 мм

Dвн3 = 325-2*5 = 315 мм

4. В соответствии с  расчетной пропускной способностью  производим выбор магистральных  нефтеперекачивающих насосов.

Тип насоса определяется по значению средней пропускной способности  в год в таблице №4. (Средняя  пропускная способность - средняя арифметическая пропускная способность из таблицы №1)

Итак, средняя пропускная способность G1 = 0,95 млн. т/год; G2 = 1,45 млн. т/год; G3 = 2,0 млн. т/год.

Отсюда, тип насоса 1 - НМ-125-550, 2 - НМ-180-500, 3 - НМ-250-475.

5. Скорость движения нефти  в трубопроводе в зависимости  от диаметра трубопровода выбирается  по следующей таблице.

Рекомендуемые скорости движения нефти в магистральных

трубопроводах

Диаметр трубопровода, мм

Скорость движения нефти,

м\с, W

Диаметр трубопровода, мм

Скорость движения нефти,

м\с, W

219

1,0

630

1,4

273

1,0

720

1,6

325

1,1

820

1,9

377

1,1

920

2,1

426

1,2

1020

2,3

530

1,3

1220

2,7


Для диаметра DH1 = 219 мм, W1 = 1,0 м/с;

Для диаметра DH2 = 273 мм, W2 = 1,0 м/с;

Для диаметра DH3 = 325 мм, W1 = 1,1 м/с;

6. Для каждого варианта  расчета определяется гидравлический  уклон:

 

i = λ W2/2g DBH. (6)

 

Здесь: g - ускорение силы тяжести (= 9.8 м/с2)

W - скорость движения нефти в трубопроводе, м/с; (определяемая в пункте №6)

λ - коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый в зависимости от режима течения жидкости (в зависимости от числа Рейнольдса Re) следующим образом:

Число Рейнольдса определяется по следующей формуле:

 

Re =W DBH / v,

Где v - это заданный коэффициент кинематической вязкости

Исходя из полученного  значения числа Рейнольдса определяем режим течения:

Для ламинарного режима течения  жидкости (Re < 2300)

λ = 64/Re.

Для турбулентного режима течения нефти

 

λ = 0,3164/Re 0,25 при (3500 < Re < 15/КЭ).

Для смешанного трения λ = 0,11 8/Re+КЭ

при 15/КЭ <Re < 560/Кэ.

Коэффициент эквивалентной  шероховатости трубопровода (КЭ) может приниматься ориентировочно на уровне от 0,0005 до 0,0001 для диаметров трубопроводов от 200 до 1200 мм соответственно.

Итак, подсчитаем число Рейнольдса:

 

Re1 = 1,0*0,211/0,000021 = 10047

Re2 = 1,0*0,265/0,000021 = 12619

Re3 = 1,1*0,315/0,000021 = 16500

Т. к 3500 < Re < 15/КЭ,

следовательно режим течения жидкости турбулентный, отсюда:

 

λ = 0,3164/Re 0,25.

λ 1= 0,3164/10428 0,25 = 0,031

λ 2 = 0,3164/13000 0,25 = 0,029

λ3 = 0,3164/17023 0,25 = 0,027

 

Отсюда,

 

i1 = 0,031*1,0/2*9,8*0, 219 = 0,0072 м

I2 = 0,029*1,0/2*9,8*0, 273 = 0,0054 м

I3 =0,027*1,21/2*9,8*0, 325 = 0.0051 м

7. Определение полного  напора, необходимого при перекачке  нефти по трубопроводу с конкретным  значением гидравлического уклона  производится по формуле

 

Н = 1,02 i L + ΔZ + N hост KП, (7)

 

где i - гидравлический уклон;

L - длина трубопровода; (м)

ΔZ - разность геодезических высот начала и конца трубопровода; (м)

N - число эксплуатационных участков, на границах которых расположены промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС) (при данных расчетах этим значением мы можем пренебречь);

hост KП - остаточный подпор, который должен быть передан на конечный пункт или промежуточную НПС, оснащенную резервуаром (при данных расчетах этим значением мы можем пренебречь);

1,02 - коэффициент, учитывающий потери на местные сопротивления.

В формуле (7) слагаемое N hост KП должно определяться, исходя из задаваемой сжатой трассы трубопровода и мест расположения НПС. В данном курсовом проекте этим слагаемым можно пренебречь.

 

Итак, Н1 = 1,02*0,0072*1280000+1200= 1060,03 МПа

Н2 = 1,02*0,0054*1280000+1200 = 825,02 МПа

Н3 = 1,02*0.0051*1280000+1200 = 785,8 МПа

8. Расчетный напор НПС  принимается равным напору, развиваемому  магистральными нефтеперекачивающими  насосами (см. таблицу 4)

 

Нст = m hнac, (8)

 

где m - число насосов на НПС (обычно принимается m = 3);

hнac - номинальный напор, развиваемый насосом. (второе число в номере насоса).

 

Нст1 = 3*550 = 1650 МПа

Нст2 = 3*500 = 1500 МПа

Нст1 = 3*475 = 1425 МПа

 

9. Расчетное число насосных  станций будет

 

n0 = (Н -N hПН) / НСТ. (9)

 

В формуле (9) вычитаемое N hПН можно принять равным нулю.

Полученное значение n0 округляется в большую или меньшую сторону. При округлении в большую сторону необходимо сооружение лупинга. При округлении в меньшую сторону перекачка нефти возможна с помощью вставки нефтепровода меньшего диаметра, обточкой колес перекачивающих нефтяных насосов или организацией циклической перекачки без изменений характеристик насосных агрегатов и линейной части трубопровода. С целью упрощений в настоящем курсовом проекте n0 округляется в большую сторону и предполагается перекачка нефти без изменений линейной части трубопровода.

 

n01 = (1050-0) / 1650 = 1

n02 = 825/1500 = 1

n03 = 785,8/1425 = 1

10. Капитальные затраты  на сооружение трубопроводов  с лупингами определяем из  выражения:

 

К = CL + СпХл + Сгнс + (n0 - 1) Слнс + CpVp, (10)

 

где:

Сп - стоимость единицы длины параллельного трубопровода (лупинга) (табл. №.3);

ХЛ - длина лупинга;

С - стоимость единицы длины основного трубопровода;

Спнс, Сгнс - стоимость соответственно промежуточной и головной

насосной станции;

Ср - стоимость единицы резервуара;

(При определении стоимости  резервуарного парка стоимость  1 куб. м емкости принимают равной 33 руб.)

Vp - суммарная установленная вместимость на трубопроводе.

Vp= (πD2/ 4) L - объем цилиндра, или Vр = π R2 L, где π = 3,14

 

Затраты (стоимость) на строительство  линейной части трубопровода приведены  в таблице 3.

Стоимости сооружения головной и промежуточных (линейных) насосных станций приведены в таблице 4.

 

Отсюда:

Vр1 = 3,14*( (0,211) 2 /4) * 1280 = 44734,7 м3

Vр2 =3,14* ( (0,265) 2 /4) * 1280 = 70562,1 м3

Vр3 =3,14* ( (0,315) 2 /4) * 1280 = 99701,3 м3

Далее, рассчитываем К = CL + СпХл + Сгнс + (n0 - 1) Спнс + CpVp

К1 = 45000*1280 + 36000*1280 + 1835000 + (1-1) *1230000 + 33*44734,7 = 108221245  руб.

К2 = 50000*1280 + 40000*1280 + 1924000 + (1-1) *1290000 + 33*70562,1 = 120742549  руб.

К3 = 58000*1280 + 45000*1280 + 2043000 + (1-1) *1370000 + 33*99701,3 = 138543142  руб.

 

 

11. Эксплуатационные затраты  определяем по формуле:

 

Э = (α2 + α 4) Клч + (α1 + α 3) Кст + Зэ + Зт + Зз + П, (11)

 

Для того, чтобы подсчитать эту формулу, необходимо:

Подсчитать значение Клч - капитальные вложения в линейную часть для трубопроводов с лупингом. Они рассчитываются по формуле:

 

Клч = [C (L - Хв) + СвХв] кτ; (12)

 

В этой формуле:, С - цена основной нитки

L - длина трубопровода

Хв - не учитывается при расчетах.

Св - расходы на воду смазку топливо на одну станцию.

(смотри данные в конце  пункта)

кτ - этот коэффициент в данном проекте может быть принят равным 1.

 

Клч1 = [45000*1280 +6000] *1 = 57606000 руб.

Клч2 = [50000*1280 +6000] *1 = 64006000 руб.

Клч3 = [58000*1280 +6000] *1 = 74246000 руб.

Подсчитать значение Кст - капитальные вложения в насосные станции, они рассчитываются по формуле:

 

Кст = [Сгнс + (n0 - 1) Слнс + CpVp] кτ. (13)

 

Коэффициент кτ в данном проекте может быть принят равным 1.

Сгнс - стоимость головной насосной станции (табл. №4, приложение №2)

Слнс - стоимость луппинговой насосной станции (табл. №4, приложение №2)

Cp - стоимость 1 м3 емкости.

При определении стоимости  резервуарного парка стоимость 1 куб. м емкости принимают равной 33 руб.

 

Vp= (πD2/4) L - объем цилиндра.