13)Рабочая точка
Точка, в которой пересекаются характеристики насоса и системы, является рабочей точкой системы и насоса. Это означает, что в этой точке имеет место равновесие между полезной мощностью насоса и мощностью, потребляемой трубопроводной сетью. Напор насоса всегда равен сопротивлению системы. От этого зависит также подача, которая может быть обеспечена насосом.
При этом следует иметь в виду, что подача не должна быть ниже определенного минимального значения. В противном случае это может вызвать слишком сильное повышение температуры в насосной камере и, как следствие, повреждение насоса. Во избежание этого следует неукоснительно соблюдать инструкции производителя.
Рабочая точка за пределами характеристики насоса может вызвать повреждение мотора. По мере изменения подачи в процессе работы насоса также постоянно смещается рабочая точка. Найти оптимальную расчетную рабочую точку в соответствии с максимальными эксплуатационными требованиями входит в задачи проектировщика.
Такими требованиями являются: для циркуляционных насосов систем отопления — потребление тепла зданием, для установок повышения напора — пиковый расход для всех мест водоразбора. Все остальные рабочие точки находятся слева от данной расчетной рабочей точки.
На двух рисунках показано влияние изменения гидродинамического сопротивления на смещение рабочей точки. Смещение рабочей точки по направлению влево от расчетного положения неизбежно вызывает увеличение напора насоса. В результате этого возникает шум в клапанах. Регулирование напора и подачи в соответствии с потребностью может производиться применением насосов с частотным преобразователем. При этом существенно сокращаются эксплуатационные расходы.
16) В настоящее время трубопроводы незаменимы при транспортировке нефти и газа на огромные расстояния от мест их добычи к местам потребления. При транспортировании газа и нефти по трубопроводам потери перекачиваемых продуктов (по сравнению с другими видами транспорта) минимальны благодаря высокой степени герметизации трубопроводов и перекачивающего оборудования. Непрерывность и равномерность подачи продукта по трубопроводу позволяет обеспечить ритмичную четкую работу производств, получающих топливо (или сырье) по трубопроводам.
Классификация нефтепроводов
В зависимости от разновидности перекачиваемого продукта нефтепроводы именуются также мазутопроводами, бензинопроводами, керосинопроводами и т.д. Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика.
Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних, и достигает нескольких десятков и даже сотен километров.
К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.
В зависимости от условного диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на 4 класса:
1) I класс от 1000 до 1200 мм включительно;
2) II класс от 500 до 1000 мм включительно;
3) III класс от 300 до 500 мм включительно;
4) IV класс менее 300 мм.
Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими лицами.
Обычно нефтепроводы диаметром менее 700 мм относятся к IV категории, а диаметром 700 мм и более – к III-ей. Однако отдельные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях, могут иметь и более высокую категорию (I, II,B). Так, переходы нефтепроводов через водные преграды имеют категорию В и I, переходы через болота различных типов – B, II и III, переходы под автомобильными и железными дорогами – I и III и т.д.
Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из след. комплексов сооружений :
- подводящие трубопроводы;
- головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);
- конечный пункт;
- линейные сооружения.
Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП. Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод.
Нефтехимические объекты в составе линейных сооружений согласно СНиП 2.05.06-85 включают:
- трубопровод с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке,
- установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии,
- линии и сооружения технологической связи,
- средства телемеханики трубопровода,
- линии электропередач, предназначенные для обслуживания трубопроводов,
- устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;
- противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода;
- емкости для хранения и разгазирования конденсата,
- земляные амбары для аварийного выпуска нефти,
- здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;
- постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним,
- опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода;
- пункты подогрева нефти указатели и предупредительные знаки.
Основные элементы магистрального трубопровода — сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне (например для исключения возможности замерзания скопившейся воды).
17) Для поставки нефти в Республике Казахстан (РК) используется сеть магистральных нефтепроводов общей протяженностью 8 350 км. За годы независимости было построено порядка 6 000 км нефтепроводов:
- Тенгиз-Атырау-Новороссийск «Каспийский трубопроводный консорциум» (КТК);
- Кенкияк-Атырау;
- Атасу-Алашанькоу;
- Кенкияк-Кумколь.
На данный момент основными действующими экспортными направлениями казахстанской нефти являются нефтепровод Узень-Атырау-Самара, нефтепровод КТК, нефтепровод Атасу-Алашанькоу, морской порт Актау.
Каспийский Трубопроводный Консорциум (КТК) - крупнейший международный нефтетранспортный проект с участием России, Казахстана, а также ведущих мировых добывающих компаний (таких как Chevron, Shell, ExxonMobil, Eni, British Gas, Роснефть, Лукойл), созданный для строительства и эксплуатации магистрального трубопровода протяженностью более 1,5 тыс. км, в том числе 452 км по территории Казахстана. Количество нефтеперекачивающих станций 15: 4 - на территории Казахстана, 11 - на территории России.
Нефтепровод «Казахстан-Китай» - стал одним из важнейших событий 2006 года, значительным этапом реализации стратегии многовекторности систем транспортировки нефти и обеспечил нефтяным компаниям надежное и экономически эффективное направление поставок нефти на перспективный и быстрорастущий рынок Китая. Проект строительства нефтепровода «Атасу-Алашанькоу» предназначен для транспортировки нефти из Атасу (Казахстан) до Алашанькоу (Китай), общей длиной 962,2 км, диаметром 813 мм. Изначальная пропускная способность трубопровода составляет 10 млн.т/год, но может быть увеличен до 20 млн. т/год.
В состав нефтепровода входяг: ГНПС Атасу, станция Алашанькоу, промежуточная насосная станция № 9, станции запуска и приёма СОД № 8, 10, 11, и 40 станций линейной арматуры. 2011 года - 5,8 млн. т. нефти с использованием антифрикционных присадок при плане 5,5 млн. тонн нефти.
По нефтепроводу «Казахстан-Китай» поставляется нефть с месторождений Центрального Казахстана. Также возможны поставки нефти из западных регионов Казахстана, для этого в Атасу построена сливная эстакада для приема нефти с железнодорожных цистерн и дальнейшей ее перевалки в трубопровод «Атасу-Алашанькоу».
Нефтепровод «Узень-Атырау-Самара» - уникальный подогреваемый магистральный нефтепровод. Начинается с месторождение Узень до Атырауского НПЗ, которая дальше соединяется с Самарой или системой нефтепроводов «Транснефти». Протяжённость нефтепровода «У зень-Атырау-Самара» составляет более 1380 км, на территории Казахстана - 1232 км. Нефтепровод проходит по территории Мангыстауской, Атырауской и Западно-Казахстанской областей Казахстана и Самарской области России.
Объём прокачиваемой нефти 15,75 млн. тонн, максимальная пропускная способность нефтепровода -30 млн. тонн нефти. 30 млн. тонн нефти. Владельцами нефтепровода являются казахстанская транспортная компания «КазТрансОйл» до российской границы, на российской территории - российская транспортная компания «Транснефть».
18) Магистральным нефтепроводом называется трубопровод протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенный для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.
Магистральные (МН) — предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов (в том числе стабильного конденсата и бензина) из районов их добычи (от промыслов) производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий и НПЗ). Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 219 до 1400 мм и избыточным давлением от 1,2 до 10 МПа. К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.
В зависимости от условного диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на 4 класса:
1) I класс от 1000 до 1200 мм включительно;
2) II класс от 500 до 1000 мм включительно;
3) III класс от 300 до 500 мм включительно;
4) IV класс менее 300 мм.
19)
Состав сооружения магистрального нефтепровода:
1-подводящий трубопровод; 2-головная нефтеперекачивающая станция; 3-промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4-конечный пункт; 5-линейная часть; 6-линейная задвижка; 7-дюкер; 8-надземный переход; 9-переход под автодорогой; 10-переход под железной дорогой; 11-станция катодной защиты; 12-дренажная установка; 13-доля обходчика; 14-линия связи; 15-вертолетная площадка; 16-вдольтрассовая дорога.
Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из след. комплексов сооружений:
- подводящие трубопроводы;
- головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);
- конечный пункт;
- линейные сооружения.Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.
Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод.
К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:
- собственно трубопровод;
- линейные задвижки;
- средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки);
- переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.;
- линии связи;
- линии электропередачи;
- дома обходчиков;
- вертолетные площадки;
- грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.
20) Основные технологические схемы перекачки нефти: а – постанционная; б – через резервуар; в – с подключенным резервуаром; г – «из насоса в насос»; I – задвижка закрыта; II – задвижка открыта; 1 – резервуар; 2 – насосный цех
При использовании схемы перекачки «из насоса в насос» резервуары промежуточных НПС (если они имеются) отключаются от трубопровода и нефть с предыдущего участка подается непосредственно в насосы этих станций для дальнейшей транспортировки по следующему участку (см. рис. 4, г). Такая схема перекачки весьма прогрессивна, поскольку исключает промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потери нефти. Кроме того, она значительно удешевляет технологию, поскольку исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков. Недостатком этой схемы является «жесткая» гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на всех остальных.
При использовании постанционной схемы перекачки нефть на НПС принимают поочередно в один из резервуаров станции, в то время как закачку нефти в трубопровод осуществляют из другого резервуара (см. рис. 4, а). Преимущество постанционной схемы перекачки заключается в том, что отдельные участки нефтепровода оказываются не связанными той жесткой гидравлической зависимостью, которая имеет место в случае перекачки «из насоса в насос», поэтому нефтепровод имеет большую степень надежности и способности к бесперебойной поставки нефти потребителю. Кроме того, при постанционной схеме возможен порезервуарный учет количества транспортируемой нефти, что очень важно для контроля за сохранностью продукции. Основным недостатком постанционной схемы перекачки являются высокая стоимость сооружения и эксплуатации резервуарных парков, а также потери нефти при больших дыханиях резервуаров, связанных с выбросами паров нефти в атмосферу при заполнении резервуаров. Постанционная схема перекачки применяется в основном на головных НПС нефтепровода.
При использовании схемы перекачки через резервуары (см. рис. 4, б) нефть с предыдущего участка поступает в резервуар ПНПС и закачивается также из этого резервуара. Такая схема делает соединение участков нефтепровода более «мягким» в гидравлическом отношении. Кроме того, в резервуаре происходит гашение волн давления, связанных с изменениями режима перекачки, что повышает надежность эксплуатации нефтепровода, однако, этому способу присущи все недостатки предыдущего и в настоящее время он практически не используется.
Схема перекачки с подключенными резервуарами (см. рис. 4, в) предусматривает, что основное количество нефти прокачивают по трубопроводу, минуя резервуар, однако, при этом допускается, что расходы нефти на предыдущем и последующем участках могут в течение некоторого времени отличаться друг от друга, а дебаланс расходов компенсируется сбросом или подкачкой части нефти в подключенный резервуар. При синхронной работе участков, т.е. перекачке с одним и тем же расходом, уровень нефти в подключенном резервуаре остается постоянным.
21)Вязкость—свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую (абсолютную) вязкость нефти, кинематическую и относительную (удельную, условную).
Динамическая вязкость выражается величиной сопротивления взаимному перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 см2, отстоящих друг от друга на 1 см, при относительной скорости перемещения 1 см/с. За единицу динамической вязкости принят Пуаз (П) с размерностью дин*с/см2.
Кинематическая вязкость представляет собой отношение динамической вязкости данной жидкости к ее плотности при той же температуре. Единица кинематической вязкости – Стокс, равный см2/с (в системе СИ — м2/с).
Условная вязкость – отношение времени истечения из вискозиметра определённого объёма жидкости ко времени истечения такого же объёма дистиллированной воды при 20 °С.
Из различных углеводородов, составляющих нефть, наименьшей вязкостью обладают парафиновые, а наибольшей—нафтеновые.
Классификация нефти
Химическая классификация – за ее основу принято преимущественно содержание в нефти одного или нескольких классов углеводов. Различают 6 типов нефти: парафиновые, парафино-циклановые, циклановые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические и ароматические. В парафиновой нефти все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые – не менее 50 %, а масляные – 20 % и более. Количество асфальтенов и смол исключительно мало.
Технологическая классификация
Нефти подразделяют на
3 класса (I–III) по содержанию серы в нефти (малосернистые, сернистые и высокосернистые), а также в бензине (начало кипения – 180 °С), в реактивном топливе (120-240 °С) и дизельном топливе (240-350 °С);
• 3 типа по потенциальному содержанию фракций, перегоняющихся до 350 °С (T1-T3);
• 4 группы по потенциальному содержанию базовых масел (М1-М4);
• 4 подгруппы по качеству базовых масел, оцениваемому индексом вязкости (И1-И4);
• 3 вида по содержанию парафинов (П1–П3)
Качество, как товарной нефти, так и продуктов ее переработки, подлежат обязательному контролю. Организацию контроля качества невозможно осуществлять без стандартов на нефтепродукты и методов их испытания. Задачи стандартизации многообразны. Соблюдение государственных стандартов обязательно для всех предприятий и организаций, причастных к транспорту и хранению нефтей и нефтепродуктов, тогда как другие имеют ограниченную сферу влияния. В этих документах устанавливается перечень формулируемых физико-химических, наиболее важных эксплуатационных свойств, допустимые значения ряда констант, имеющих специфическое назначение и условие использования. Некоторые эксплуатационные свойства нефтепродуктов оценивают с помощью нескольких более простых физико-химических свойств. В свою очередь, перечисленные физико-химические свойства можно определить через ряд более простых свойств веществ. Часто на практике нефтепродукты и нефти характеризуются уровнем качества. Оптимальным уровнем считается такой, при котором достигается наиболее полное удовлетворение требований потребителя. Уровень качества зависит от уровня каждого свойства и значимости этого свойства. Количественную характеристику одного или нескольких свойств продукции, составляющих его качество, следует называть показателем качества. Относительную характеристику качества, основанную на сравнении значений показателей качества оцениваемой продукции с базовыми значениями, называют уровнем качества.