Лекции Сооружение и экспл ГНП

транспортом осуществляют, в основном, в пределах нескольких десятков километров. При больших расстояниях автотранспорт неэкономичен по сравнению с железнодорожным, и его применяют лишь там, где отсутствует сеть других видов транспорта (например, на Севере и т.д.). Массовые нефтепродукты (бензин, дизельное топливо, мазут, некоторые масла) перевозят в специализированных автомобильных цистернах и автоприцепах, мелкие партии нефтепродуктов – в таре на бортовых машинах.

Кдостоинствам автотранспорта следует отнести:

доставку небольших партий нефтепродуктов на различные расстояния с большой скоростью;

большую маневренность и высокую проходимость;

высокую оперативность.

Недостатки автотранспорта:

высокие затраты на эксплуатацию, в 10…20 раз стоимость перевозок автотранспортом выше, чем по железной дороге;

сравнительно небольшая грузоподъемность автоцистерн, неполная загрузка подвижных средств из-за порожних пробегов цистерн;

зависимость от наличия и технического состояния дорог.

Трубопроводный транспорт нефтегрузов осуществляется по специальным трубопроводам от мест производства к местам потребления.

Достоинства трубопроводного транспорта:

наиболее низкая себестоимость перекачки;

небольшие удельные капитальные вложения на единицу транспортируемого груза и быстрая окупаемость затрат при строительстве трубопроводов;

бесперебойная поставка в течение года, практически не зависящая от климатических условий;

высокая производительность труда;

незначительные потери нефтей и нефтепродуктов при перекачке;

сравнительно короткие сроки строительства;

возможность перекачки нескольких сортов нефти и нефтепродуктов по одному трубопроводу;

возможность наращивания пропускной способности трубопровода за счет строительства дополнительных насосных станций и прокладки параллельных участков (лупингов).

Недостатки трубопроводного транспорта:

крупные единовременные капитальные вложения в строительство (необходимо проложить весь трубопровод);

81

потребность в крупных материальных затратах на заполнение всего трубопровода нефтью или нефтепродуктом при вводе в

эксплуатацию. Особенно велики эти затраты для магистральных нефтепродуктоводов: большая металлоемкость, необходимость устойчивого грузопотока на длительное время, небольшая скорость движения нефти и нефтепродуктов (5…10 км/ч).

Воздушный транспорт нефтепродуктов из-за значительной стоимости применяют лишь для снабжения отдельных пунктов на Крайнем Севере, дрейфующих станций и зимовок в Арктике, аварийных ситуаций и др. Доставку нефтепродуктов воздушным транспортом осуществляют, как правило, в бочках.

Свойства нефти, влияющие на технологию ее транспорта

На технологию транспорта и хранения нефти в той или иной мере влияют ее физические свойства (плотность, вязкость), испаряемость, пожаровзрывоопасность, электризация, токсичность.

Плотность нефти при 20 °С колеблется в пределах от 760 до 940 (1050) кг/м3. С увеличением температуры она уменьшается по закону прямой. От правильного определения плотности нефти в резервуарах зависит точность ее учета, а, в конечном счете, – прибыль предприятия.

Вязкость – один из важнейших параметров нефти. От нее зависит выбор технологии перекачки, энергозатраты на транспортировку нефти и др. Величина вязкости предопределяет способ транспортировки нефти по трубопроводам. Маловязкие нефти перекачивают при температуре окружающей среды без предварительной обработки, а высоковязкие нефти перекачивают одним из следующих способов:

в смеси с маловязкими разбавителями;

после предварительной механической или термической обработки;

с предварительным подогревом и др.

Температура застывания имеет существенное значение для транспортирования нефти, т.к. по мере приближения к ней фактической температуры жидкости затрудняется или становится невозможным ее перемещение. Переход нефти из одного агрегатного состояния в другое совершается не при одной постоянной температуре, а в некотором интервале их значений. Поэтому температура застывания является условной величиной. Она зависит главным образом от химического состава нефти и от содержания в ней парафина и смол.

Температурой застывания нефти принято считать температуру, при которой нефть, налитая в пробирку стандартных размеров, остается неподвижной в течение одной минуты при наклоне пробирки под ут-

82

лом 45°. Температура застывания маловязкой нефти составляет до –25 °С, и поэтому ее можно транспортировать при температуре окружающей среды. С увеличением содержания парафина температура застывания увеличивается. Для нефти полуострова Мангышлак (Казахстан) она доходит до +30 °С. Ее можно перекачивать только специальными методами.

Испаряемость – свойство нефти и нефтепродуктов переходить из жидкого состояния в газообразное при температуре меньшей, чем температура кипения. Испарение углеводородных жидкостей происходит при любых температурах до тех пор, пока газовое пространство над ними не будет полностью насыщено углеводородами. Скорость испарения нефти и нефтепродуктов зависит, в основном, от содержания в них легких фракций (пропан, бутаны) и от температуры.

Пожаровзрывоопасность нефти и нефтепродуктов характеризуется способностью смесей их паров с воздухом воспламеняться и взрываться.

Пожароопасность нефти и нефтепродуктов определяется величинами температур вспышки, воспламенения и самовоспламенения. Под температурой вспышки паров понимают температуру, при которой пары жидкости, нагретой при определенных условиях, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени. Углеводородные жидкости с температурой вспышки 61 °С и ниже относятся к легковоспламеняющимся, выше 61°С – к горючим. Под температурой воспламенения понимают температуру, при которой жидкость при поднесении открытого пламени горит. Обычно температура воспламенения на 10…50 °С выше температуры вспышки. Под

температурой самовоспламенения понимают температуру нагрева жидкости, при которой ее пары воспламеняются без поднесения открытого огня. В зависимости от температуры воспламенения установлено пять групп пожароопасных смесей: Т1 > 450 °С; Т2 = 300…450 °С; Т3 =

200…300 °С; Т4 = 135…200 °С; Т5 = 100…135°С.

Взрывоопасность нефти и нефтепродуктов характеризуется величинами нижнего и верхнего пределов взрываемости. Нижний предел взрываемости – это концентрация паров жидкости в воздухе, ниже которой не происходит вспышки смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел взрываемости соответствует такой концентрации паров нефти и нефтепродуктов в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а горит. Значения концентрации паров между нижним и верхним пределами взрываемости называют интервалом взрываемости.

83

Электризация углеводородных жидкостей обусловлена их диэлектрическими свойствами. При трении их частиц между собой, о стенки трубопроводов и емкостей, а также о воздух возникают заряды статического электричества величиной до нескольких десятков киловольт. Для воспламенения же достаточно разряда с энергией 4…8 кВт. От разрядов статического электричества применяют, в основном, два метода защиты: заземление токопроводящих элементов оборудования и ограничение скоростей перекачки (не более 10 м/с).

Токсичность нефти и нефтепродуктов заключается в том, что их пары оказывают отравляющее действие на организм человека. При этом наблюдается повышенная заболеваемость органов дыхания, функциональные изменения со стороны нервной системы, изменение кровяного давления и замедление пульса.

Свойства газов, влияющие на технологию их транспорта

Основными свойствами газов, влияющими на технологию их транспорта по трубопроводам, являются плотность, вязкость, сжима-

емость и способность образовывать газовые гидраты.

Плотность газов зависит от давления и температуры. Так как при движении по газопроводу давление уменьшается, то плотность газа снижается и скорость его движения возрастает. Таким образом, в отличие от нефте- и нефтепродуктопроводов транспортируемая среда в газопроводах движется с ускорением.

Вязкость газов, в отличие от вязкости жидкостей, изменяется прямо пропорционально изменению температуры, т.е. при увеличении температуры она также возрастает, и наоборот. Это свойство используют на практике: охлаждая газы после компримирования, добиваются уменьшения потерь давления на преодоление сил трения в газопроводах.

Сжимаемость – это свойство газов уменьшать свой объем при увеличении давления. Благодаря свойству сжимаемости в специальных емкостях – газгольдерах высокого давления – можно хранить количество газа, в десятки раз превышающее геометрический объем емкости.

Если газ содержит пары воды, то при определенных сочетаниях давления и температуры он образует гидраты – белую кристаллическую массу, похожую на лед или снег. Гидраты уменьшают, а порой и полностью перекрывают сечение газопровода, образуя пробку. Чтобы избежать этого, газ до закачки в газопровод подвергают осушке.

Охлаждение газа при дросселировании давления называется эф-

фектом Джоуля-Томсона. Интенсивность охлаждения характеризуется одноименным коэффициентом Дi, величина которого зависит от давле-

84

ния и температуры газа. Например, придавлении 5,15 МПа и температуре 0 °С величина Дi= 3,8 град/МПа. Если дросселировать давление газа с 5,15 МПа до атмосферного, его температура вследствие проявления эффекта Джоуля-Томсона понизится примерно на 20 град.

85

Лекция 9. Теоретические основы эксплуатации магистральных нефтепроводов

Эксплуатация магистральных нефтепроводов включает следующие процессы: прием, перекачку, сдачу нефти, техническое обслуживание и ремонт при соблюдении требований безопасности, надежности, экономичности работы оборудования, систематичности контроля за объектами трубопроводного транспорта нефти, а также разработке и внедрении мероприятий по сокращению потерь нефти, экономии электроэнергии, топлива, материалов и других ресурсов.

Технологические схемы перекачки нефти

В зависимости от того как организовано прохождение нефти через нефтеперекачивающие станции, различают следующие технологические (схемы) системы перекачки:

постанционная;

транзитная.

При постанционной системе перекачки нефть принимается пооче-

редно в один из резервуаров станции, а ее подача на следующую станцию осуществляется из другого резервуара. Это позволяет организовать учет перекачиваемой нефти на каждом перегоне между станциями и благодаря этому своевременно выявлять и устранять возникающие утечки. Однако при этой системе перекачки значительны потери от испарения.

Постанционная система перекачки используется на коротких нефтепроводах, имеющих только одну головную нефтеперекачивающую станцию либо при наладке нефтепровода, а также выявлении пропускной способности отдельных его перегонов.

Восновном применяют транзитную перекачку. Она характеризуется тем, что поступающий в резервуар продукт немедленно всасывается насосами и перекачивается на следующую станцию. Резервуар одновременно подключен и на прием продукта предыдущей станции, и на всасывание насосов для дальнейшей перекачки.

Взависимости от способа включения самого резервуара выделяют системы транзитной перекачки: с подключенным резервуаром, из насоса в насос).

Перекачки с подключенным резервуаром. Перекачиваемая жидкость поступает в насосы непосредственно из трубопровода, минуя ре-

86

зервуар, включенный в магистраль параллельно. Из трубопровода в резервуар или наоборот жидкость поступает лишь в периоды нарушения согласованности в работе перекачивающих станций (перекачка с разными расходами). Но в данном случае основная масса нефти проходит, минуя резервуары, и поэтому потери от испарения меньше.

Наиболее предпочтительна с точки зрения сокращения потерь нефти система перекачки из насоса в насос. В этом случае резервуары промежуточных станций задвижками отключаются от магистрали и используются только для приема нефти во время аварии или ремонта. Однако при этой системе перекачки все станции должны вести перекачку с одинаковыми расходами. Это не страшно при нормальной работе всех станций. Однако выход из строя одной из станций (например, из-за нарушения электроснабжения) на трубопроводах большой протяженности вынуждает останавливать и часть других, что отрицательно сказывается на работе трубопровода и насосно-силового оборудования. Именно поэтому нефтепроводы большой протяженности, работающие по системе «из насоса в насос», делят на эксплуатационные участки, разделенные резервуарными парками.

На протяженных нефтепроводах одновременно применяются сразу несколько систем перекачки.

Cистема перекачки «из насоса в насос» применяется только на промежуточных нефтеперекачивающих станциях, расположенных внутри эксплуатационного участка (ПНС 1 и ПНС 2). На головной нефтеперекачивающей станции (ГНС) применяется постанционная система перекачки, а на станции, расположенной в конце эксплуатационного участка, – система перекачки «с подключенным резервуаром».

Технологическая схема НПС

Нефть от узла подключения НПС к магистрали (УМ) движется на вход насосной станции (НС) через площадку фильтров-грязеуловителей (ФГ) и систему сглаживания волн давления (ССВД), после НС поступает в магистраль через узел регуляторов давления (УР) и узел подключения (УМ).

Узел подключения к магистрали УМ представляет собой объ-

единѐнные в одно целое камеры приѐма А и пуска скребка Б.

При нормальном режиме работы ПНПС нефть движется через открытые задвижки 3 и 6 (задвижки 7 и 8 также открыты). Перед получением скребка, запущенного на предшествующей станции, задвижка 3 закрывается и открываются ранее закрытые задвижки 1 и 4. Скребок потоком нефти заносится в камеру А.

87

После этого задвижки 1 и 4 вновь закрываются и открывается задвижка 3. Скребок из камеры А извлекается через люк в еѐ торце.

По аналогичному принципу осуществляется запуск скребка через камеpy Б. Камера пуска скребка ГНПС подобна камере пуска скребка ПС.

На площадке фильтров-грязеуловителей находится три парал-

лельно соединѐнных фильтра, представляющих собой конструкцию типа «труба в трубе». Очистка фильтров производится через люк, расположенный на одном из торцов аппарата.

Система сглаживания волн давления (ССВД) применяется на нефтепроводах диаметром 720 мм и выше для защиты линейной части магистралей и оборудования НПС от гидравлического удара – интенсивного нарастания давления при резком прикрытии задвижек, остановках насосов и т.п.

Сглаживание волн давления состоит в уменьшении скорости нарастания давления в трубопроводе путѐм сброса части нефти из приѐмного трубопровода ПНПС в безнапорную ѐмкость ЕБ. Сброс происходит через специальные безинерционные клапаны, срабатывающие только при интенсивном нарастании давления и не реагирующие на постепенное его повышение.

Клапаны системы сглаживания волн давления состоят из двух камер, разделѐнных перегородкой. Камеры по окружности имеют прорези. Одна камера подключена непосредственно к приѐмному трубопроводу НПС и находится под давлением перекачиваемой нефти, другая – к безнапорной ѐмкости. На обе камеры натянут эластичный резиновый шланг цилиндрической формы, препятствующий прохождению нефти из одной камеры в другую. Степень прижатия этого шланга к камерам регулируется изменением давления воздуха в полости.

Система сглаживания волн давления обычно имеет до шести клапанов, соединѐнных параллельно.

При установившемся режиме работы нефтепровода, когда давление в нѐм не изменяется резко, давление воздуха, поступающего в воздушную полость клапана из разделительного сосуда «жидкость-воздух», равно давлению нефти в трубопроводе и клапан плотно закрыт за счѐт упругих свойств эластичного шланга. При повышении давления в нефтепроводе с небольшой скоростью (менее 0,01…0,015 МПа/с) оно полностью передаѐтся в воздушную полость клапана без изменений через нормально открытый клапан, разделительный сосуд «нефтьжидкость», дроссельный вентиль, нормально открытый клапан, разделительный сосуд и вентиль. Благодаря этому клапан так же остаѐтся закрытым.

88

При быстром возрастании давления в трубопроводе (более

0,01…0,015 МПа/с) происходит частичная потеря давления в прикрытом дроссельном вентиле. В результате этого давление воздуха в полости клапана оказывается меньшим, чем давление нефти в камере клапана, соединѐнной с приѐмным трубопроводом НПС. Разность давлений действующих с различных сторон клапана, преодолевает упругие свойства шланга, последний отжимается от прорезей и происходит переток нефти из одной камеры клапана в другую – осуществляется сброс части нефти в безнорную ѐмкость ЕБ.

Характеристика насосов НПС. Совместная работа насосных станций и линейной части нефтепровода

Характеристикой насоса называется графическая зависимость основных параметров насосов (напора Н, мощности N, к.п.д. (отношение полезной мощности к потребляемой) , допустимого кавитационного запаса или высоты всасывания Hs от подачи Q).

Центробежные насосы, к которым относятся агрегаты НМ, НПВ и НМП, могут иметь два вида характеристик – комплексную и универсальную. Основной характеристикой подобных насосов является комплексная.

Область применения насоса может быть расширена обточкой их рабочих колѐс. Насосы магистральных нефтепроводов допускается обтачивать не более чем на 10 %, т.к. при большем значении обточки рабочих колѐс наблюдается заметное снижение к.п.д. насосов.

Предельно допустимому значению обточки рабочего колеса соответствует нижняя кривая H-Q из двух приведѐнных на характеристике. Верхняя H-Q кривая отвечает необточенному колесу.

Допустимый кавитационный запас, приводимый на характери-

стике, есть минимально допустимый избыток удельной энергии перекачиваемой жидкости на входе в насос над удельной энергией насыщенных паров жидкости, при котором не происходит холодного кипения

температуре перекачки, Н/м2; – плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3; – ускорение свободного падения, м/с2; – допустимый кави-

89

тационный запас, принимаемый по комплексной характеристике насоса для соответствующей подачи, м.

Давление насыщенных паров перекачиваемой жидкости

представляет давление пара, находящегося в равновесии с жидкостью при данных термодинамических условиях и соотношении объемов фаз.

При давлениях на входе в насос, больших кавитации в насосе не наблюдается.

При решении многих инженерных задач H-Q характеристики насосов используются в аналитической форме, которую получают путѐм аппроксимации (приближения) графической H-Q зависимости. Для этого на H-Q характеристике в еѐ рабочей зоне берут две любые точки с координатами Q1, H1 и Q2, Н2 соответственно. Затем эти координаты подставляют в уравнения и определяют коэффициенты в аналитическом уравнении.

Основные насосы на НПС соединяются между собой главным образом последовательно. При этом допускается иметь не более трѐх рабочих насосов, исходя из прочности агрегатов. В дополнение к трѐм рабочим насосам на станциях устанавливается по одному резервному агрегату.

В отдельных случаях, например, при прохождении в одном коридоре нескольких нефтепроводов, на НПС параллельно уложенных магистралей помимо последовательного соединения насосов предусматривается возможность перехода к смешанной параллельно-

последовательной схеме соединения всех четырѐх агрегатов, включая резервный, а также переход к параллельной схеме работы насосов.

Такие возможности предусматриваются на аварийный случай. При выходе из строя какой-либо НПС, соседняя с ней станция на параллельной магистрали переводится на смешанную или параллельную работу насосов.

При этом к станции подключаются сразу два нефтепровода – собственный нефтепровод рассматриваемой станции и нефтепровод аварийной НПС, что позволяет не прекращать перекачку по аварийному нефтепроводу и поддерживать его производительность на достаточно удовлетворительном уровне.

Допустим, НПС оснащена двумя насосами с характеристиками 1 и 2. Станция работает на трубопровод с характеристикой 3. Рабочая точка такой системы есть точка пересечения характеристики трубопровода 3 с суммарной характеристикой насосов, т.е. с кривой, являющейся суммой кривых 1 и 2.

90