Преимущества трубопроводного транспорта.

При транспортировании газа и нефти по трубопроводам потери перекачиваемых продуктов (по сравнению с другими видами транспорта) минимальны благодаря высокой степени герметизации трубопроводов и перекачивающегося оборудования. Непрерывность и равномерность подачи продукта по трубопроводу позволяет обеспечить ритмичную, четкую работу производств, получающих топливо (или сырье) по трубопроводам. Отметим и такой важный фактор, как возможность быстрого строительства трубопроводов большой протяженности в самых сложных условиях. Ни автодороги, ни тем более железные дороги невозможно (при одинаковых затратах) построить в столь сжатые сроки, как трубопроводы.

Строительство любой дороги требует больших площадей земель, часто плодородных. Применяющиеся в настоящее время методы строительства трубопроводов позволяют практически полностью использовать в сельском хозяйстве землю вдоль трубопроводных трасс

2. Основные составные части нефте-, газо- и продуктопроводов.

а) Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода

Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из сле­дующих комплексов сооружений (рис. 1):

Рис. 1. Состав сооружения магистрального нефтепровода:

1 - подводящий трубопровод; 2 - головная нефтеперекачивающая станция; 3 - промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4 - конечный пукт; 5 - линейная часть; 6 - линейная задвижка; 7 - дюкер; 3 - надземный переход; 9 - переход под автодорогой; 10 - переход под железной дорогой; 11 - станция катодной шциты; 12-дренажная установка; 13 - доля^; обходчика; 14 - линия связи; 15 - вертолетная площадка; 16 - вдольтрассовая дорога

- подводящие трубопроводы;

- головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);

- конечный пункт;

- линейные сооружения.

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП(магистральный нефтепровод)

Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыс­лов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод.

Принципиальная технологическая схема головной НПС включает подпорную насосную 1, площадку фильтров и счетчиков 2, магистральную насосную 3, площадку регу­ляторов давления 4, площадку пуска скребков 5 и резервуарный парк 6.

Рис. 2 Технологическая схема головной перекачивающей станции: 1 - подпорная насосная; 2 - площадка фильтров и счетчиков;

3 - основная насосная; 4 - площадка регуляторов; 5 - площадка пуска скребков; 6 - резервуарный парк

Нефть с промысла направляется на площадку 2, где сначала очища­ется в фильтрах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходомеры, служащие для оперативно­го контроля за ее количеством. Далее она направляется в резервуарный парк 6, где производится ее отстаивание от воды и мехпримесей, а так­же осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в трубопровод используются подпорная 1 и магистральная 3 насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков 2 (с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления 4 (с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода). Площадка 5 служит для запуска в нефтепровод очистных устройств - скребков.

Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.

Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, зат­раченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каж­дые 50...200 км).

Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС включает магистральную насосную 1, площадку регуляторов давления, площадку пуска и приема скреб­ков 3, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями 4.

Рис.3 Технологическая схема промежуточной перекачивающей станции:

1 - основная насосная; 2 - помещение с регулирующими клапанами; 3 - устройство приема и пуска скребка;

4 - площадка с фильтрами-грязеуловителями

Нефть, поступающая из магистрального трубопровода, сначала проходит че­рез фильтры-грязеуловители, затем приобретает в насосах энергию, необходимую для дальнейшей перекачки, и после регулирования дав­ления на площадке 2 закачивается в следующий участок магистрального нефтепровода.

Кроме технологических сооружений на головной и промежу­точных НПС имеются механическая мастерская, понизительная электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения и водоотведения, подсобные и административные помещения и т.д.

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него «головной» НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатацион­ного участка - «конечным пунктом» для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Та­ким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефте­проводов протяженностью не более 600 км каждый.

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода от­носятся:

1) собственно трубопровод (или линейная часть);

2) линейные задвижки;

3) средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки);

4) переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.);

5) линии связи;

6) линии электропередачи;

7) дома об­ходчиков;

8) вертолетные площадки;

9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.

Собственно трубопровод - основная составляющая магист­рального нефтепровода - представляет собой трубы, сваренные в «нитку», оснащенные камерами приема и пуска скребков, разделите­лей, диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы.

Минимальное заглубление трубопроводов до верха трубы дол­жно быть не менее (м):

- при обычных условиях прокладки 0,8

- на болотах, подлежащих осушению 1,1

- в песчаных барханах 1,0

- в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельхозмашин 0,6

- на пахотных и орошаемых землях 1,0

- при пересечении каналов 1,1

Линейные задвижки устанавливаются по трассе трубопрово­да не реже, чем через 30 км, с учетом рельефа местности таким образом, чтобы разлив нефти в случае возможной аварии был минимальным. Кроме того, линейные задвижки размещаются на выходе из НПС и на входе в них, на обоих берегах пересекаемых трубопроводом водоемов, по обеим сторонам переходов под автомобильными и железными до­рогами.

Станции катодной защиты располагаются вдоль трассы тру­бопровода в соответствии с расчетом. Протекторная защита применяется в местах, где отсутствуют источники электроснабжения. Дренажные установки размещаются в местах воздействия на трубо­провод блуждающих токов (линии электрифицированного транспорта, линии электропередач и др.).

При переходах через водные преграды трубопроводы, как пра­вило, заглубляются ниже уровня дна. Для предотвращения всплытия на трубопроводах монтируют чугунные или железобетонные утяже­лители (пригрузы) различной конструкции. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересе­чениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод укладывают в патроне (кожухе) из труб, диаметр которых не менее, чем на 200 мм больше. При пересечении естественных и искусствен­ных препятствий применяют также надземную прокладку трубопроводов (на опорах, либо за счет собственной жесткости тру­бы).

Вдоль трассы трубопровода проходят линии связи, линии электропередачи, а также грунтовые дороги. Линии связи, в основ­ном, имеют диспетчерское назначение. Это очень ответственное сооружение, т.к. обеспечивает возможность оперативного управления согласованной работой перекачивающих станций на расстоянии не­скольких сот километров. Прекращение работы связи, как правило, влечет за собой остановку перекачки по трубопроводу. Линии элект­ропередач служат для электроснабжения перекачивающих станций, станций катодной защиты и дренажных установок. По вдольтрассовым дорогам перемещаются аварийно-восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты, обходчики и др.

Вертолетные площадки предназначены для посадок вертоле­тов, осуществляющих патрулирование трассы трубопроводов.

На расстоянии 10...20 км друг от друга вдоль трассы размеще­ны дома обходчиков. В обязанности обходчика входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода.

Рис. 1. Состав сооружения магистрального нефтепровода:

1 - подводящий трубопровод; 2 - головная нефтеперекачивающая станция; 3 - промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4 - конечный пукт; 5 - линейная часть; 6 - линейная задвижка; 7 - дюкер; 3 - надземный переход; 9 - переход под автодорогой; 10 - переход под железной дорогой; 11 - станция катодной шциты; 12-дренажная установка; 13 - доля^; обходчика; 14 - линия связи; 15 - вертолетная площадка; 16 - вдольтрассовая дорога

Рис. 2 Технологическая схема головной перекачивающей станции: 1 - подпорная насосная; 2 - площадка фильтров и счетчиков;

3 - основная насосная; 4 - площадка регуляторов; 5 - площадка пуска скребков; 6 - резервуарный парк

Рис.3 Технологическая схема промежуточной перекачивающей станции:

1 - основная насосная; 2 - помещение с регулирующими клапанами; 3 - устройство приема и пуска скребка;

4 - площадка с фильтрами-грязеуловителями

Промысловые системы. Насосные станции.

В соответствии с законом Бернулли для идеальной жидкости, характеризуемой отсутствием сил трения при движении, полная удельная энергия жидкости при движении по трубопроводу является постоянной для всех сечений.

В реальной жидкости при движении возникают силы трения; вследствие работы, затрачиваемой на преодоление сил трения, энергия жидкости должна уменьшаться вдоль трубопровода по направлению течения.

Таким образом, для осуществления перекачки по трубопро­воду реальной жидкости необходимо затрачивать энергию на преодоление сил трения по всей длине трубопровода. Такая работа выполняется перекачивающими насосными станциями, которые поднимают давление в трубопроводе до уровня, обес­печивающего компенсацию потерь напора па участке трубопро­вода. Для осуществления движения перекачиваемого продукта вдоль всей длины трубопровода необходимо сооружение не­скольких насосных станций (НС). На каждой НС создается максимальное давление (напор), которое падает по длине до минимально допустимого значения. Соответственно давление в трубопроводе изменяется по его длине, что создает различные статические условия в разных сечениях для работы трубы как несущей конструкции.

В настоящее время применяют две генеральные схемы пере­качки:

- перекачка нефти и нефтепродукта одного вида и

- перекачка по одному трубопроводу последовательно отличающихся по свойствам нефтепродуктов (рис. 2.3, В первом случае плотность жидкости неизменна по всей длине трубопровода (если не учитывать влияния изменения тем­пературы на плотность), и это создает одинаковые условия ра­боты для всех насосных станций, что благоприятно сказывается на режиме работы трубопровода в целом. Все НС при одина­ковом их удалении друг от друга развивают одинаковый напор, мощность насосов используется полностью.

Во втором случае в трубопровод последовательно закачиваются различные по свойствам нефтепродукты (например, нефть 1 — бензин 2 — дизтопливо 3 — нефть 4 и т. д.). Плотности этих жидкостей, вязко­сти и другие показатели отличаются друг от друга. Поэтому режим работы насосных станций меняется в зависимости от того, какой продукт находится в зоне действия той или иной станции. При переходе на перекачку продукта нового вида необходимо регулировать работу насосов, так как перекачка менее вязких и менее плотных продуктов (например, бензина) требует меньшего давления, а тяжелых — большего. Следова­тельно, станция, перекачивающая, например, тяжелую нефть в зоне 1, должна работать на полную мощность, а станция в зоне 2 (легкий бензин) будет недогруженной. Эти особенно­сти перекачки должны учитываться уже при проектировании трубопровода, ибо, несмотря на усложнение процесса пере­качки, необходимость последовательной перекачки диктуется прежде всего тем, что строить параллельно два трубопровода не всегда целесообразно. Действительно, всегда ли имеет смысл строить один трубопровод, например, для перекачки дизтоплива, а другой — бензина, если они будут транспортировать их с одного нефтеперерабатывающего завода в один и тот же пункт потребления. Ответ на этот вопрос может дать лишь тщательный учет экономических и технических его сторон.

Магистральный нефтепровод обычно сооружают в виде од­ной нитки трубопровода. Однако часто вдоль основной нитки на отдельных участках сооружают лупинги, увеличивая тем са­мым пропускную способность трубопровода и уменьшая потери напора, что позволяет увеличить расстояние между насосными станциями.

Насосные станции подразделяют на два основных вида:

- го­ловные (ГНС) и

- промежуточные (ПНС).

ГНС предназначены для подачи нефти в трубопровод, а ПНС — для поддержания не­обходимого режима перекачки, обеспечивающего по трубопро­воду пропуск определенного объема нефти.

Остановимся на тех­нологической характеристике этих сооружений. Каждая ПНС имеет насосный цех с установленными в них насосами и привод­ными двигателями, манифольд — помещение, в котором располо­жены всасывающие и нагнетательные коллекторы: обводные трубопроводные линии, задвижки, обратные клапаны. На всех ГНС и большинстве ПНС имеются резервуарные парки. На ГНС эти парки содержат емкости для создания и хранения необходимого запаса продукта. Поэтому общий объем таких резервуарных парков велик и может достичь 1—2 млн. м³. На ПНС резервуары имеют чисто технологическое назначение, а также служат для приема нефти в случае кратковременных остановок перекачки.

На рис. 2.4 изображены основные схемы перекачки нефти через ПНС, имеющие в своем составе резервуары. Первая

схема (рис. 2.4, а). Нефть принимается с предыдущей станции в приемный резервуар П, а подастся на следующую станцию из другого резервуара Р, называемого расходным. Эта схема позволяет вести учет нефти, поступающей с предыдущей стан­ции, и нефти, закачиваемой с данной на следующий перегон. При такой схеме перекачки неизбежны значительные потери нефтепродукта за счет испарения, поскольку герметизация ре­зервуаров несовершенна. Необходимость поочередного запол­нения и опорожнения резервуаров обусловливает так называе­мые «большие дыхания», при которых большие объемы смеси воздуха и легких фракций нефти выбрасываются наружу.

Вторая схема (рис. 2.4, б)'. Нефть поступает в резервуар ПР, из которого она одновременно откачивается на следующий перегон. Такой резервуар называют приемно-расходным. В этом случае «большие дыхания» отсутствуют, но интенсивное пере­мешивание нефти способствует ее интенсивному испарению и соответственно увеличению потерь нефтепродуктов, резервуар В при этом выключен.

Третья схема (рис. 2.4, 0). Перекачка осуществляется по схеме с подключенным резервуаром /С, который играет роль буферной емкости для выравнивания неравномерностей подачи нефти с предыдущей НС и закачиваемой в трубопровод на дан­ной НС. Поскольку разница в объемах перекачки незначительна, то уровень нефти в резервуаре К будет медленно колебаться без бурного перемешивания нефти. Это в значительной мере способствует уменьшению потерь от испарения. Применение же резервуаров с «плавающей крышей» позволяет практически пол­ностью предотвратить потери от испарений.

Четвертая схема (рис. 2.4, г). Резервуары полностью отклю­чают от магистрали, а подача нефти из предыдущего перегона осуществляется сразу к насосам. Такая схема перекачки нефти называется схемой «из насоса в насос». Резервуары в этой схеме используются лишь при остановках НС в аварийных си­туациях или при ремонтах. Эта схема является основной для ПНС, не имеющей в своем составе резервуаров. Однако пере­качка по схеме «из насоса в насос» требует обеспечения син­хронизации объема перекачиваемого продукта на всех НС, что не всегда возможно.

При перекачке по первой схеме с двумя резервуарами /, Я (рис. 2.5, а) следует открыть задвижки 1 и 4, остальные за­крыть; с четырьмя резервуарами /, Я, ///, IV (рис. 2.5, б) — открыть, например, задвижки / и 8, остальные закрыть. По второй схеме с двумя резервуарами открыты, например, за­движки 1 и 2, а остальные закрыты; с четырьмя резервуарами открыты, например, задвижки 5 и 6 (или 7 и 5), а остальные закрыты. По третьей схеме с двумя резервуарами открыты задвижки 3 и 5, а остальные закрыты; с четырьмя — открыты 7 и 9, остальные закрыты. Наконец, по четвертой схеме все задвижки кроме 5 в первом случае и 9 во втором закрыты, и резервуары имеют чисто профилактическое значение, так как в процессе перекачки они не участвуют.

Остановимся далее на схемах движения нефти через на­сосы ПНС. Обвязка насосов позволяет вести перекачку по двум схемам: последовательной (рис, 2.6, а) и параллельной (рис. 2.6, б]. При последовательной перекачке нефть поступает из резервуаров, проходя через очистные фильтры Ф\, 02- Подпор­ные насосы Я_ь Я₂ создают необходимый подпор для нормаль­ной работы грузовых насосов Л, А, /V В линии каждого насоса устанавливается обратный клапан (К\—-Кб), не позволяющий нефти двигаться в обратном направлении. Для отключения на­сосов в линии обвязочных трубопроводов устанавливаются за­движки (/—15).