Лекция №12 Трубопроводный транспорт

Трубопровод является уникальным видом транспорта. Из всех четырех элементов каждого вида транспорта - путь, транспорт­ные средства, силовые установки и пункт назначения - три совмещены. Путь, т. е. трубопровод, является также транспорт­ным средством и включает в себя расположенные с определен­ным интервалом тяговые средства (насосные станции). Только пункт назначения, например нефтеналивное предприятие, от­дельный.

Технологические возможности трубопроводного транспорта в основном определены. К ним можно отнести: традиционные способы транспортировки жидких или газообразных продуктов; транспортировку твердых продуктов в смеси с водой или другой жидкостью (гидротранспорт), а также в смеси с газом (пневмотранспорт); капсульные или контейнерные способы транспортирования сыпучих порошкообразных или гранулированных продуктов, не допускающих контакта с жидкостями. Эти технологические возможности в настоящее время экспериментально проверяются с тем, чтобы в ближайшие годы трубопроводный транспорт шире использовался для доставки многих новых грузов.

Наряду с трубопроводами для транспортирования жидких углеводородов и природного газа расширяется сооружение трубопроводов для перекачки ряда других грузов. В их числе этилен, жидкий аммиак, раствор поваренной соли.

Небольшие по протяженности трубопроводы используются для транспортировки в виде пульпы твердых веществ: угля, руды, нерудных материалов. Однако создание таких трубопроводов ещё представляет серьезную проблему.

Транспортирование массовых сыпучих и пылящих грузов, включая зерно, цемент, известь и другие, осуществляется часто в потоке воздуха. Эти пневмопроводы имеют небольшое протяжение и используются для загрузки и разгрузки вагонов, судов, автомобилей в пунктах производства и потребления названных продуктов.

Самыми общими примерами в настоящее время являются трубопроводы для передачи сырой нефти и природного газа, принадлежащие нефтяным и газовым компаниям и эксплуатируемые ими. Капи­тальные вложения высокие, требуется отвод земель. Особые трудности возни­кают при пересечении районов с ущельями, оврагами и другими естественными препятствиями, а также районов подземных горных выработок, сопровождающихся присадками земной по­верхности. Трубопровод не обладает маневренностью по двум показателям — по направлению перекачки и по назначению. Невозможно без большого труда изменить направление пере­качки продукта, который больше не нужен в данном месте. Поэто­му, прежде чем сооружать трубопровод, необходимо иметь уве­ренность, что потребности в данном продукте в данном пункте достаточно длительные. По назначению трубопроводы не обла­дают маневренностью, поскольку перекачиваемые продукты могут варьироваться только в определенных пределах. Не со­ставляет особого труда вместо перекачки бензина для обычных двигателей перейти на перекачку авиационного бензина или парафинового нефтепродукта. Но нельзя использовать такие трубопроводы для перекачки молока. При сооружении трубопровода частным предпринимателем для своих особых целей это не является серьезным недостатком.

Непрерывный трубопроводный транспорт после постройки заменяет водный, железнодорожный или автомобильный транс­порт и работает круглые сутки с высокой скоростью. На ко­ротких расстояниях трубопроводный транспорт характеризуется высокой конкурентоспособностью с другими видами транспорта, особенно при возможности полного использования трубопро­вода круглосуточно. Но он не может конкурировать при пере­возках на дальние расстояния морским транспортом в очень больших емкостях. Конкурентоспособность трубопроводного транспорта сохраняется при перевозках наземными видами транспорта, когда принимаются во внимание такие внешние факторы, как снижение транспортных заторов, или при наличии климатических условий, неблагоприятных для других сухопутных видов транспорта.

В нормальных условиях трубопроводный транспорт явля­ется высокоэффективным средством надежной доставки грузов. Но при пересечении нескольких стран трубопровод подвержен опасности перекрытия по политическим причинам или в резуль­тате саботажа диссидентских элементов. Большинство трубо­проводов также подвержено протечкам. На трубопроводе много стыков и сварных швов. Под действием высокого внешнего и внутреннего давления слабые места проявляются очень быстро.

Сложную проблему представляют коррозия и наличие анаэробных бактерий, которые могут играть главную роль в развитии определенных видов коррозии. Поэтому вместо джута и хлопка, являющихся пищей для этих бактерий, для уплотне­ния применяют стекловолокно и асбест. Сильную коррозию вызывают блуждающие электрические токи между трубопро­водами. Но она возникает только под воздействием положи­тельного тока. Поэтому почти все трубопроводы в настоящее время защищают катодным напряжением, т. е. с некоторым интервалом к трубопроводу. прикладывают отрицательный потен­циал порядка. 1 В. Под воздействием отрицательного потен­циала коррозия из-за электрического тока не возникает. Допол­нительным достоинством катодной защиты является утечка этого тока в землю, что можно обнаружить и что указывает на нарушения изоляции трубопровода (камнями, которые про­давили изоляцию, или обвалами, которые вызвали чрезмерное давление в отдельных местах трубы). Такие нарушения явля­ются главными причинами развития ржавчины в увлажненных местах трубы, где нарушена нефтебитумная изоляция. Профи­лактические работы на таких участках трубы защищают ее от ржавчины и обеспечивают надежную работу трубопровода

Преимущества трубопроводного транспорта

Эти преимущества могут быть сформулированы в следующем виде:

1) низкие эксплуатационные затраты;

2) не требуется упаковка или возврат порожних контей­неров;

3) нет проблемы загрузки в обратном направлении;

4) отсутствует проблема перегрузки;

5) нет переполнения;

6) высокая скорость;

7) круглосуточная работа;

8) независимость от местности.

Краткая история трубопроводного транспорта

Развитие трубопроводного транспорта тесно связано с историей неф­тяной промышленности.

Промышленная добыча нефти началась более ста лет назад. В Рос­сии в 1825 г. она уже составляла 3500 т, а в 1859 г. поднялась до 5000 т. В 1901 г. мировая добыча нефти достигла 23 млн. т, причем первое место по добыче нефти занимала Россия (11,7 млн. т).

Первый нефтепровод местного значения длиной около 6 км соору­жен в США в 1865 г., а в России — в 1878 г. (от промыслов Баку до нефтеперерабатывающих заводов). В дореволюционное время на тер­ритории царской России было построено 1147 км магистральных тру­бопроводов.

Первый магистральный нефтепродуктопровод диаметром 200 мм, длиной 883 км с 16 насосными станциями построен на рубеже XX столетия (1896—1906 гг.). В то время это был самый крупный трубопровод мира. Он предназначался для перекачки экспортного керосина из Баку в Батуми. Инициатива этого сооружения при­надлежала Д. И. Менделееву, который еще в 1877 г. доказывал необходимость и целесообразность строительства трубопровода.

Магистральных газопроводов в дореволюционной России не было. Газоснабжение городов (кроме Баку и Грозного) осуществлялось за счет производства (на месте) искусственного, так называемого све­тильного, газа. Для бытовых и промышленных целей газ почти не при­менялся.

Транспорт нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопро­водам в условиях социалистического хозяйства тесно связан с эконо­микой всей страны.

До Великой Отечественной войны наши основные нефтяные ресурсы сосредоточивались на Кавказе (Баку, Грозный, Майкоп). В этих условиях основная масса нефтегрузов ложилась на транспортные артерии Каспия, Волжского бассейна, Северного Кавказа и Закав­казья

Для уменьшения загрузки железных дорог Кавказа, а также для удешевления транспорта нефти к портам Черного моря уже к 1925 г. возникла необходимость в сооружении магистральных нефтепроводов. Были построены нефтепроводы Баку—Батуми длиной 834 км и Гроз­ный—Туапсе длиной 649 км, диаметром 273 мм.

В годы первых пятилеток было сооружено несколько трубопроводов, в том числе первенец Второго Баку нефтепровод Ишимбай—Уфа длиной 169 км и диаметром 300 мм, а также нефтепродуктопроводы для последовательной перекачки нефтепродуктов.

К 1941 г. в промышленной эксплуатации находились магистраль­ные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы общей протяженностью около 4100 км. Максимальный диаметр составлял 300 мм. Насосные станции, как правило, оборудовались плунжерными насосами, строи­тельство было слабо механизировано. Во время Великой Отечествен­ной войны были построены нефтепроводы Оха—Софийское, затем про­долженный до Комсомольска-на-Амуре и Астрахань — Саратов. В пе­риод обороны Ленинграда большую роль сыграл небольшой подвод­ный бензопровод, уложенный через Ладожское озеро.

В послевоенные годы нефтепроводное строительство определялось бурным развитием нефтедобывающей промышленности в Волго-Уральском бассейне, а также строительством нефтеперерабатывающих за­водов Урала и Поволжья. За последние десятилетия были построены магистральные трубопроводы больших диаметров (до 1200 мм) и зна­чительной протяженности для подачи нефти месторождений Татарии, Тюменской области, Башкирии на нефтеперерабатывающие заводы Урала, Сибири, а также в центральные и западные районы нашей страны.

Вводом нефтепровода Сургут—Полоцк западносибирская нефть получила выход в центральные районы страны, Белоруссию и Прибалтику. С вводом в действие нефтяных магистралей Грозный—Баку, Павлодар — Чимкент и второй нитки нефтепровода Красноярск—Иркутск прекращены железнодорожные перевозки на расстояние 3,5 тыс. км. Самый дешевый трубопроводный транспорт получил дальнейшее развитие.

Газовая промышленность — одна из самых молодых отраслей топлив­ной промышленности. В дореволюционной России природный газ не добывался. Попутный нефтяной газ как промышленное и бытовое топливо начали использовать в Баку в 1880—1890 гг. В Москве, Петербурге и других городах существовали газовые заводы для получения газа из угля для бытовых целей и освещения улиц. После Великой Октябрьской социалистической революции исполь­зование попутного нефтяного газа возросло. Если в Баку до ре­волюции в год потреблялось лишь 33 млн. м³ попутного газа, то в 1927—1928 гг. было добыто и использовано в Баку и Грозном 270 млн. м³ газа.

В настоящее-время основным средством транспорта газа от место­рождений до потребителя в нашей стране (как и во всем мире) яв­ляются трубопроводы. В развитии отечественного трубопроводного транспорта газа можно выделить три этапа:

I этап (1917—1940 гг.) - транспортировка в основном попутного газа по газопроводам небольшого диаметра (до 300 мм) лишь на ко­роткие расстояния, отсутствие разведочных работ на газ; незначи­тельная доля газа в топливном балансе страны;

II этап (1941 —1955 гг.) — развитие дальнего транспорта газа (до 1400 км) по газопроводам большого диаметра (до 700 мм); рост объема разведочных работ на газ; медленное повышение доли газа в топливном балансе страны;

III этап (с 1956 г.) — создание отдельных систем магистральных газопроводов; формирование Единой системы газоснабжения страны.

II этап можно считать периодом становления отечественного тру­бопроводного транспорта газа. В 1944—1946 гг. строится первый крупный в нашей стране магистральный газопровод Саратов—Москва протяженностью 840 км из труб диаметром 300 мм. При прокладке этого газопровода формировались организационные формы и техноло­гия отечественного строительства трубопроводов. В 1952 г. введен в эксплуатацию второй крупный магистральный газопровод Дашава— Киев—Брянск—Москва общей протяженностью 1300 км из труб диаметром 500 мм. На этом газопроводе проверяются новые техниче­ские решения нашей промышленности, накапливается опыт прокладки магистральных газопроводов.

Для III этапа развития магистрального трубопроводного транспор­та газа в нашей стране, как уже было сказано, характерно формиро­вание Единой системы газоснабжения.

До начала 60-х годов строились отдельные газопроводы, соединяю­щие газовые месторождения с промышленными центрами. К середине 60-х годов создаются системы магистральных газопроводов — Цен­тральная, Восточно-Украинская, Западная, Поволжская, Средне­азиатская и Уральская, объединившие крупнейшие газоносные районы.

В конце 60-х годов создаются еще две системы магистральных газопроводов: Средняя Азия — Центр и Северная, на которых впер­вые применены трубы диаметром 1220 мм. Рост газопотребления, уда­ленность основных потребителей от источников газа и естественная сезонная неравномерность потребности в топливе вызвали необходи­мость создания хранилищ газа. Создана Единая система газоснабже­ния путем кольцевания региональных систем газоснабжения. Их вза­имодействие, взаиморезервирование создают гибкость в маневрирова­нии потоками газа, повышают надежность газоснабжения промышлен­ных центров страны и населения газовым топливом из различных газодобывающих районов, способствуют максимальному использованию производственных мощностей газовых промыслов и магистраль­ных газопроводов страны.

Отличительной особенностью современного этапа развития газо­транспортной системы является концентрация транспортных мощно­стей за счет внедрения труб большого диаметра (1220, 1420 мм) и га­зонефтеперекачивающих агрегатов больших единичных мощностей. В 1982 г. впервые в мировой практике был введен в эксплуатацию газопровод диаметром 1420 мм на участке Медвежье—Надым. Энер­гетический потенциал потока газа, транспортируемого по трубопро­воду диаметром 1420 мм при давлении 7,5 МПа, эквивалентен мощно­сти электростанции, равной 15 тыс. МВт.

Новый этап в развитии трубопроводного транспорта связан со строительством этано-, этилено-, аммиакопроводов и других топлив­ных магистралей. Транспортировка по подземным трассам химиче­ских продуктов в 2—3 раза ускоряет его доставку, позволяет улуч­шить технологическую схему производства и распределения. Ши­роко будет развиваться новое направление — гидротранспорт угля и рудных концентратов.

Классификация трубопроводов

В зависимости от вида перекачиваемого про­дукта трубопровод называют также бензинопроводом, керосинопро­водом, мазутопроводом и т. д.

По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы де­лятся на следующие группы:

· внутренние — соединяют различные объекты и установки на про­мыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах;

· местные — по сравнению с внутренними имеют большую протяжен­ность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепро­мыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией ма­гистрального нефтепровода или с пунктами налива на железной до­роге или в наливные суда;

· магистральные — характеризуются большой протяженностью (сотни и тысячи километров), поэтому перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе. Режим работы трубопроводов — непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтом).

Согласно СНиП 2.05.06—85 магистральные нефтепроводы и нефте­продуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм):

I — 1000—1200;

II — 500—1000;

III — 300—500;

IV — менее 300.

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназ­наченный для транспортировки газа из района добычи или произ­водства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий от­дельные газовые месторождения. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредст­венно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

Магистральные газопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06—85, в зависимости от рабочего давления в трубопроводе, подразделяются на два класса:

I — 2,5—10 МПа;

II — 1,2—2,5 МПа.

Пропускная способность действующих однониточных магистраль­ных газопроводов зависит от диаметра трубопровода и составляет 10—50 млрд. м³ газа в год.

Состав сооружений магистральных трубопроводов

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.

В состав магистральных трубопроводов входят: линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи ит. п.; перекачивающие и тепловые станции; конечные пункты нефтепроводов и нефтепродук­топроводов и газораспределительные станции (ГРС), на которых при­нимают поступающий по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправ­ляют далее другими видами транспорта.

В некоторых случаях в состав магистрального трубопровода вхо­дят и подводящие трубопроводы, по которым нефть или газ от промыс­лов подается к головным сооружениям трубопровода.

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 диктуются особыми гео­логическими условиями или необходимостью поддержания темпера­туры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Для маги­стральных трубопроводов применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300—1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое достигает 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.

На пересечениях крупных рек газопроводы (а в некоторых случаях и нефтепроводы) утяжеляют закрепленными на трубах гру­зами или сплошными бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100— 200 мм больше диаметра трубопровода. Для удовлетворения потреб­ностей в нефтепродуктах и газе населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов и газопроводов, от них прокла­дывают отводы или ответвления из труб сравнительно малого диаметра, по которым часть нефтепродуктов (периодически) и газа (непрерывно) отводится в эти населенные пункты. С интервалом 10—30 км в зависи­мости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны или задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе имеются свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно исполь­зовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Рас­полагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному по­крытию трубопровода. На расстоянии 10—20 км друг от друга вдоль трассы размещены усадьбы линейных обходчиков, в обязанность ко­торых входит наблюдение за исправностью своего участка трубопро­вода и устройствами электрической защиты трубопровода от коррозии.

Перекачивающие станции располагаются на нефтепроводах с ин­тервалом 50—150 км и на газопроводах с интервалом 100—200 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродукто­проводов оборудованы центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов до­стигает 12 500 м³/ч. В начале нефтепровода находится головная на­сосная станция (НС), которая располагается вблизи нефтяного про­мысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел, разбросанный на большой территории. Головная насосная станция отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется ком­плекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая напряжение подаваемого на линию электропередач (ЛЭП) тока с 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т. п. Если длина нефтепровода превы­шает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 400—800 км, в пределах которых возможна независимая работа на­сосного оборудования.

Компрессорные станции (КС) газопроводов оборудуют поршневыми или центробежными компрессорами с приводом от поршневых двига­телей внутреннего сгорания, газовых турбин и электродвигателей. Мощность одного агрегата в настоящее время достигает 25 МВт. Обычно центробежные нагнетатели работают группами по два или три последовательно, и несколько групп могут быть включены на па­раллельную работу. Подача одного агрегата может достигать 50 млн. м³/сут, а давление на выходе станции — 10 МПа. При высоком пла­стовом давлении газа в первый период эксплуатации месторождения 12 газопровод может работать без головной компрессорной станции. На всех компрессорных станциях газ очищается в пылеуловителях от механических примесей. Кроме того, на головной станции возможны осушка газа, очистка от сероводорода и углекислого газа и одоризация природного газа. Компрессорные станции, так же как и насосные, имеют вспомогательные сооружения: котельные, системы охлаждения, электроснабжения, канализации и др.

Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспорти­рующих высокозастывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты, иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перека­чиваемого продукта применяют подогреватели паровые или огневые (печи). Для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.

Конечный пункт нефтепровода — либо сырьевой парк нефтепере­рабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим за­водам или экспортируется за границу. Конечный пункт нефтепродуктопровода — резервуарный парк перевалочной или крупной рас­пределительной нефтебазы.

Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям и контрольно-распределительным пунктам, где его очищает от механических примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем, снижают давление и одорируют (придают газу несвойственный ему запах, аромат) (если это не было выполнено на головных сооружениях газопровода) перед подачей к потребителю.

В состав трубопровода могут входить следующие элементы: рукава, соединения, прокладки, арматура, приводы управления, резервуары, насосы.

Дата добавления: 2013-12-14