2482

опасных грузов указываются ГИБДД МВД России в разделе "Особые условия движения" бланка согласования маршрута.

При перевозке «особо опасных грузов» колонной, состоящей из 5 и более автомобилей, в ее составе обязательно наличие резервного порожнего транспортного средства, приспособленного для перевозки данного вида груза. Резервное транспортное средство должно следовать в конце колонны.

Порядок сопровождения колонны патрульными автомобилями ГИБДД МВД России при прохождении маршрута перевозки по территории двух или более субъектов Российской Федерации определяется органом ГИБДД МВД России, с которым согласован маршрут движения.

11.Совместная перевозка опасных грузов различных классов и опасных грузов с грузами общего назначения.

Совместная перевозка различных классов опасных грузов на одном транспортном средстве (в одном контейнере) разрешается только в пределах правил допустимой совместимости.

12.Перевозка, очистка и ремонт порожней тары.

Перевозка неочищенной после транспортировки опасного груза порожней тары производится в том же порядке, что и перевозка данного опасного груза, в соответствии с требованиями настоящих Правил.

Втоварно-транспортной накладной на перевозку порожней тары красным цветом делается отметка о том, какой опасный груз находился до этого в перевозимой таре.

Очистка порожней тары производится силами и средствами грузоотправителя (грузополучателя) с соблюдением мер безопасности и индивидуальной защиты.

Перевозка тары после ее полной очистки осуществляется на общих основаниях как неопасный груз, при этом в товарно-транспортной накладной грузоотправителем (грузополучателем) делается отметка красным цветом "Тара очищена".

Работы по ремонту резервуаров и контейнеров, использующихся для перевозки опасных грузов, производятся только после анализа воздушной среды на содержание ранее перевозимых веществ (грузов).

13. Ликвидация последствий аварий или инцидентов.

Организации-грузоотправители (грузополучатели) разрабатывают план действий в аварийной ситуации с вручением его водителю (сопровождающему) на каждую перевозку, выделяют для практической работы по ликвидации последствий аварий или инцидентов аварийные бригады и организуют для них соответствующую подготовку.

Вплане действий в аварийной ситуации по ликвидации последствий аварий или инцидентов устанавливается порядок оповещения, прибытия, действия аварийной бригады и другого обслуживающего персонала, перечень необходи-

81

мого имущества и инструмента и технология их использования в процессе ликвидации последствий аварий и инцидентов.

Вслучае необходимости проведения ремонтных работ по устранению неисправностей тары с опасными грузами они осуществляются аварийной бригадой на специально отведенной для этой цели площадке (помещении), расположение которой определяется в плане мероприятий по ликвидации последствий аварий или инцидентов.

Вслучае дорожно-транспортного происшествия ответственное за перевозку опасного груза лицо руководит действиями водителя и лиц охраны (если они имеются), информирует подразделение ГИБДД МВД России и при необходимости вызывает аварийную бригаду.

Аварийная бригада, прибывшая на место аварии или инцидента, в ходе ликвидации его последствий должна принять все меры предосторожности и индивидуальной защиты, перечисленные в аварийной карточке СИО.

Действия аварийной бригады на месте аварии или инцидента включают:

– обнаружение и удаление поврежденной тары или рассыпанного (разлитого) опасного груза;

– оказание первой медицинской помощи пострадавшим;

– обеспечение в случае необходимости эвакуации водителей и обслуживающего данную перевозку персонала;

– проведение дезактивации, дезинфекции;

– обезвреживание спецодежды и средств индивидуальной защиты;

– оповещение грузоотправителя и грузополучателя о случившихся авариях или инцидентах.

Примечание. Образцы оформления необходимых документов для перевозки опасных грузов на автомобильном транспорте (свидетельство о допуске транспортного средства к перевозке опасных грузов, бланк маршрута перевозки опасного груза, аварийная карточка системы информации об опасности перевозимого груза, информационная карточка с расшифровкой кода экстренных мер при пожаре или взрыве) приводятся в приложении Правил перевозки опасных грузов автомобильным транспортом [32] (Приказ № 77 Минтранса России от 14 октября 1999 г.).

6.6. Трубопроводный транспорт

Нефтепродуктопроводы протяженностью более 50 км и диаметром более 219 мм называются магистральными. Магистральные трубопроводы в зависимости от перекачиваемой жидкости соответственно называются: нефтепроводами – при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами – при перекачке жидких нефтепродуктов, например, бензина, керосина, дизельного топлива, мазута [47, 56].

82

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы и ответвления от них в соответствии со Строительными нормами и правилами (СНиП II–45–75) сооружают диаметром до 1220 мм с избыточным давлением не выше 10 МПа (100 ат). Они предназначаются для транспортировки нефти и нефтепродуктов из районов их добычи, производства или хранения до мест потребления – нефтебаз, пунктов налива и отдельных промышленных предприятий.

Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы в зависимости от диаметра трубопровода подразделяются на четыре класса: к I классу относятся трубопроводы диаметром 1000 – 1200 мм; ко II классу – трубопроводы диаметром 500 – 1000 мм; к III классу – трубопроводы диаметром 300 – 500 мм; к IV классу – трубопроводы диаметром менее 300 мм.

Первый трубопровод протяженностью 12 км, диаметром 3 дюйма (1 дюйм = = 25,4 мм) был построен в 1872 г. и предназначался для перекачки нефти с Балахнинских промыслов на бакинские нефтеперегонные заводы.

Протяженность магистральных трубопроводов России составляет около 220 тыс. км. Транспортировка продукции топливно-энергетического комплекса в 2000 г. составила более 30 % общего грузооборота [57].

Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы по устройству в принципе одинаковы и состоят из трубопровода и насосных станций, располагаемых вдоль трассы трубопровода. Различаются они только отдельными элементами технологических схем магистрального трубопровода.

Длину трубопровода непосредственно по его трассе измеряют топографической лентой. При предварительных расчетах длину трубопровода можно определять по карте.

Основной задачей транспортировки нефти и нефтепродуктов является их доставка к нефтехранилищам, нефтеперерабатывающим заводам, нефтебазам и заправочным станциям.

Чтобы доставить нефтепродукт из пункта А в пункт Е по трассе с подъёмами и спусками, рассмотрим схему, изображенную на рис. 6.4. Насос, установленный в пункте А, должен иметь напор, необходимый для преодоления высоты НГ, потерь энергии на трение по длине трубопровода h и обеспечения требуемого свободного напора на выходе.

Гидравлический уклон i есть тангенс угла (tg hL). Величина L

представляет собой проекцию профиля трассы на координатную ось. Величина h представляет собой потери энергии на трение по длине трубопровода на участке переменного профиля АЕ. Например, если гидравлический уклон равен 0,002, то на длине горизонтального трубопровода 1000 м теряется 2 м столба (напора) перекачиваемой жидкости.

Вертикальный отрезок AC = HП = HГ + h изображает полный напор (НП), идущий на преодоление высоты подъема (HГ) и всех сопротивлений на указанном участке трубопровода (h). По величине HП выбирают марку насоса. При

83

выборе марки насоса важным являются его развиваемый напор, расход и коэффициент полезного действия.

Между давлением P и напором H существует связьP g H , где

– плотность, кг/м3, g – ускорение свободного падения 9,81 м/c2.

Рис. 6.4. Профиль трассы с линией гидравлического уклона

Линия СDЕ называется линией гидравлического уклона. В точке D линии CE вертикальный отрезок DF (между линией профиля трассы и линией гидравлического уклона) равен пьезометрическому напору hD. Отрезок BC = h1, находящийся между линией гидравлического уклона и горизонталью BD, представляет собой потери напора от трения на пути от начальной точки до точки профиля F .

Линию гидравлического уклона можно представить как ось воображаемого трубопровода, в верхний конец которого жидкость подается насосами, а оттуда движется самотеком под влиянием собственной тяжести.

По своему назначению нефтепроводы (нефтепродуктопроводы) можно разделить на следующие группы [57]:

промысловые – соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах;

технологические – предназначенные для транспортировки в пределах промышленного предприятия различных веществ – сырья, полуфабрикатов, конечных продуктов;

магистральные – предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов (в том числе конденсатов) из района их добычи, производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий, нефтеперерабатывающих заводов).

Основным сооружением магистрального нефтепровода является головная перекачивающая станция, которую размещают на начальном участке трубопровода (в районе нефтепромыслов). Она служит для приема нефти с последующей подачей ее в трубопровод.

84

Промежуточные перекачивающие станции обеспечивают дальнейшее передвижение нефти по трубопроводу, имеют аварийно-ремонтные пункты и устройства линейной и станционной связи.

В состав перекачивающих станций входят: резервуарный парк, устройства для пуска скребков или разделителей, установки для фильтров, а также отдельные емкости для сброса утечек и приема жидкости из предохранительных систем защиты.

Принятая на данном нефтепроводе технология перекачки нефти и нефтепродуктов диктует схему соединения насосов и резервуаров. Среди возможных схем можно выделить три основные [57]: постанционную, с подключением резервуара, из насоса в насос (рис. 6.5).

Постанционная перекачка характеризуется тем, что нефть поступает в резервуар промежуточной перекачивающей станции до его заполнения, а затем из него откачивают нефть для подачи на следующую станцию (рис. 6.5, а).

Для обеспечения непрерывности работы трубопровода на станциях предусматривается не менее двух резервуаров, причем в один резервуар производится закачка, а из другого одновременно осуществляется откачка для подачи в трубопровод. По этой схеме требуется большее число резервуаров, что связано с усложнением условий эксплуатации и дополнительными затратами. Постанционная перекачка применяется только в отдельных случаях: при наладке нефтепровода, выявлении пропускной способности отдельных его перегонов.

Рис. 6.5. Схемы трубопроводного транспорта: 1 – резервуар; 2 – насосная станция; 3 – системы перекачек: а – постанционная; б – через резервуар;

в – с подключённым резервуаром; г – из насоса в насос

На практике чаще применяют транзитную перекачку (рис. 6.5, б – г). При такой перекачке поступающий в резервуар продукт немедленно всасывается насосами и перекачивается на следующую станцию. Резервуар одновремен-

85

но включен и на прием продукта предыдущей станции, и на всасывание насосов для дальнейшей его перекачки.

Взависимости от способа включения самого резервуара различают следующие системы транзитной перекачки: через резервуар, с подключенным резервуаром, из насоса в насос.

Рассмотрим каждую из этих систем в отдельности. При последовательном включении резервуара жидкость, поступающая с предыдущей станции, прежде чем попасть на прием насосов, проходит через резервуар (рис. 6.5, б). Такой вид транспортировки нефтепродуктов называют перекачкой через резервуар.

Усиленное движение нефтепродукта способствует интенсивному испарению. Перекачка «через резервуар» применяется в случаях необходимости освобождения перекачиваемой жидкости от воздуха и газа до поступления ее в насос или для отстоя перекачиваемого продукта от воды по ходу перекачки. Не рекомендуется для перекачки нефти и светлых нефтепродуктов.

Впроцессе перекачки (с подключенным резервуаром) жидкость поступает

внасосы непосредственно из трубопровода, минуя резервуар, включенный в магистраль параллельно (рис. 6.5, в). Из трубопровода в резервуар или наоборот жидкость поступает лишь в периоды нарушения согласованности в работе перекачивающих станций. Потери от испарения из резервуаров значительно снижаются, так как в резервуары попадает часть перекачиваемого продукта. Основное количество нефтепродукта проходит из начального пункта нефтепровода в конечный, не заходя в резервуары промежуточных станций.

Перекачка «из насоса в насос» является наиболее совершенной в отношении предотвращения потерь продукта от испарения (рис. 6.5, г). Недостатком этой схемы является «жесткая» гидравлическая связь всех участков, работающих в данном режиме. Любое изменение на отдельном участке вызывает изменения на всех остальных. Аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех последовательных участков.

Основные элементы магистрального трубопровода – сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Трубы защищают от коррозии специальными покрытиями и, как правило, заглубляют

вгрунт обычно на глубину 0,8 м.

С интервалом 10 – 30 км, в зависимости от рельефа трассы, на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. Магистральные нефтепроводы имеют производительность от 1 до 78 млн. т в год.

Для магистральных трубопроводов применяются цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300 – 1220 мм. Толщина стенок определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа.

86

В таблице 6.3 приведены характеристики магистральных труб Челябинского трубного завода (ТУ-14-3Р-03-94, ТУ-14-3-1698-90) для рабочих давлений

5,4 – 7,4 МПа [53].

Примечание: в марках сталей, приведенных в таблице 6.3, буквами указаны легирующие добавки (Г – марганец, Б – ниобий, Ю – алюминий, А – азот,

Ф– ванадий, С – кремний).

Вкачестве перекачивающих агрегатов наиболее эффективны центробежные насосы, так как они легко поддаются синхронизации и автоматическому регулированию. Кроме того, в отличие от поршневых насосов они не дают опасного повышения давления даже при полном закрытии задвижки на нагнетании. Использование поршневых насосов может привести к тяжелой аварии вследствие недопустимого давления на выходе насосов предыдущей станции. В этом случае обязательна установка предохранительных клапанов на приеме и выходе, отрегулированных на допустимый избыток давления. Для приема избытка продукта из предохранительных клапанов предусматривают специальные резервуары.

Втаблице 6.4 приведены технические характеристики центробежных насосов, используемые при транспортировке по трубам нефти и нефтепродуктов.

Максимальный коэффициент полезного действия (КПД mах) насосов составляет 0,8 – 0,9. Частота вращения колес насосов соответствует 1480 мин -1. Харак-

теристики насосов даны для перекачиваемой воды при 20 °С.

87

Для труб произвольного сечения вместо диаметра d подставляют значение, равное 4 Rг. Величина Rг = / s – это гидравлический радиус, равный отноше-

нию смоченного периметра к площади сечения s. Для трубы круглого сече-

ния смоченный периметр равен ∙d, а площадь сечения ∙d2/4. Гидравлически радиус Rг будет равен d/4.

Перемещение жидкости связано с потерей напора. Потери напора зависят от величины скорости движения жидкости и пропорциональны скорости в квадрате.

Напор – это энергия, отнесенная к единице веса. Напор измеряют единицами длины (м, см, мм). Различают напор геометрический, пьезометрический и скоростной. Геометрический напор зависит от высоты положения, например, резервуара. При подъеме резервуара с жидкостью плотностью 1000 кг/ м3 на высоту 10 м в шланге (трубопроводе) на плоскости сравнения (у основания) будет действовать избыточное давление 0,98∙105 Н/м2 (1 атм.). Пьезометрический (пьезо – греч. давлю) напор зависит от величины давления, действующего на стенки трубы со стороны жидкости (газа). Пьезометрический напор определяют из выражения P g . Скоростной напор зависит от величины средней скоро-

сти и определяется выражением 22g.

При перемещении жидкости по трубопроводам насос должен развивать напор, необходимый для преодоления гидравлических сопротивлений трения по длине трубопровода; местных сопротивлений (вентили, изгибы, повороты); геометрической высоты, равной разности отметок уровней жидкости в конечном и начальном пунктах перекачки, а также на создание скоростного напора жидкости (свободного напора на выходе).

Величина потери напора на трение по длине для труб круглого сечения выражается следующим уравнением гидравлики, предложенным учеными Дарси и Вейсбахом в 1755 г. [37, 61]:

где – коэффициент гидравлического сопротивления; – средняя скорость движения жидкости, м/с; l – длина трубы, м; d – внутренний диаметр трубы, м; g = 9,81 м/с2 – ускорение свободного падения.

Потерю напора можно выразить через объемный расход, который определяется выражением:

где F – площадь трубы.

90