Состав нефтепроводов

Основными сооружениями магистрального нефтепровода яв­ляются: головная перекачивающая станция, которую размещают на начальном участке трубопровода (в районе нефтепромыслов), она служит для приема нефти с последующей подачей ее в трубопро­вод; промежуточные перекачивающие станции, которые обеспе­чивают дальнейшее передвижение нефти по трубопроводу; нефте­база, где осуществляется прием нефти из трубопровода для даль­нейшей отправки потребителю, и трубопровод с ответвлениями и линейными сооружениями, к которым относятся дома линейных ремонтников и аварийно-ремонтные пункты, устройства линейной и станционной связи, установки коррозионной защиты и др. 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.

По принципу перекачки на практике применяют две систе­мы — постанционную и транзитную.

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.

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 и др.

В основном применяют транзитную перекачку. При такой перекачке поступающий в резервуар продукт не­медленно всасывается насосами и перекачивается на следующую станцию. Резервуар одновременно включен и на прием продукта предыдущей станции, и на всасывание насосов для дальнейшей его перекачки.

В зависимости от способа включения самого резервуара различают следующие системы транзитной перекачки:

а) через резервуар;

б) с подключенным резервуаром;

в) из насоса в насос.

Перекачка «через резервуар». При последовательном вклю­чении резервуара жидкость, поступающая с предыдущей стан­ции, прежде чем попасть на прием насосов, проходит 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 на ходу перекачки. Не рекоменду­ется для перекачки нефти и светлых нефтепродуктов.

Перекачка «с подключенным резервуаром». Перекачиваемая жидкость поступает в насосы непосредственно из трубопровода, минуя резервуар, включенный в магистраль параллельно. 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 лишь часть перекачиваемого продукта; основное же количество его 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.

В качестве перекачивающих агрегатов наиболее эффективны центробежные насосы, так как они легко поддаются синхронизации и автоматическому регулированию. Кроме того, в отличие от поршневых 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 предыдущей станции. В этом случае обязательна установка предохранительных клапанов на приеме и выкиде, отрегулированных на допустимый избыток дав­ления. Для приема избытка продукта из предохранительных клапа­нов предусматривают специальные резервуары.

Характеристика трубопровода

При подаче жидкости центробежным насосом в напорный трубопровод подача насоса и развиваемый им напор зависят от сопротивления трубопровода. Кривую, выражающую зависи­мость потери напора трубопровода от производительности пере­качки по нему, называют характеристикой трубопровода и выра­жают ее в тех же координатах, что и характеристику насоса. Об­щая потеря напора слагается из потерь на трение и преодо­ление разности нивелирных отметок.

Лупинг (англ. looping; нем. Loopingleitung; фр. looping; итал. looping) — участок трубопровода, прокладываемый параллельно основному трубопроводу; подключается для увеличения пропускной способности последнего. На участке трубопровода с лупингом расход транспортируемого продукта в основном трубопроводе уменьшается, следовательно, сокращается общая потеря напора на преодоление гидравлического сопротивления. Поэтому при неизменной величине напора пропускная способность трубопровода в целом увеличивается тем значительнее, чем больше площадь поперечного сечения лупинга.

Гидравлическим уклоном называют отношение потери на­пора на трение к единице длины трубопровода

Физически линию гидравлического уклона можно предста­вить как ось воображаемого трубопровода, в верхний конец кото­рого жидкость подается насосами, а оттуда движется самотеком

Расчет трубопроводов

Основной задачей расчета является опре­деление диаметра d трубопровода и потери напора h по заданной производительности Q.

Расчет вновь проектируемого трубопровода начинают с предварительного выбора диаметра и ориентировочно выбранной скорости движения жидкости.

Гидравлический расчет заканчивается подбором насоса по значениям подачи и напора и определением действительной про­изводительности при работе принятого насоса на данный трубо­провод.

Научно-технические проблемы развития трубопроводного транспорта

Дальнейшее наращивание сети трубопровода остается серьезной научно-­технической проблемой. Остается проблемой пересечение трубопроводами крупных водных пре­град, хотя опыт здесь богатый.

Одна из проблем заключается в повышении пропускной способности трубопроводов. Для этого необходимо применять трубы большого диаметра (1420 и 1620 мм) и повышать давление в трубопроводах.

Удельные капитальные вложения снижаются при увеличении диаметра. Например, использование труб диаметром 1420 мм дает уменьшение капиталовложений на 20 %, а по эксплуатационным расходам - на 30 % от уров­ня затрат при диаметре 1020 мм.

На 1 км газопровода диаметром 1420 мм идет примерно 700 т труб. Пе­ред металлургами стоит задача создания особо прочных и тонкостенных труб.

С целью повышения пропускной способности газопроводов разрабаты­вается метод перекачки охлажденного до минус 70-75^о С газа, а также сжи­женного газа по теплоизолированным трубам.

Непростую задачу представляет расширение сети продуктопроводов с обеспечением первоначального и промежуточного подогрева вязких про­дуктов. Пока остается не до конца решенной проблема предохранения труб от внешней и внутренней коррозии из-за химической активности транс­портируемого груза. Изоляция внутренних поверхностей повышает пропу­скную способность на 5-8%, но удорожает общую стоимость труб. В круп­ных городах проблема коррозии усугубляется блуждающими токами. В России ежегодно из-за коррозии теряется до 15 млн т стали.

Трубы от коррозии защищаются различными методами, в частности, би­тумно-бумажным покрытием, полимерными пленками с защитными оберт­ками, эпоксидными и лакокрасочными пленками, пенополиуретаном и др. Самым надежным является эмалирование, но в связи с его дороговизной применяется довольно ограниченно, в основном в городах. За рубежом применяют полиэтилен вые покрытия на предварительно нанесенный клее­вой состав из бутилкаучука или покрытия на основе эпоксидных смол. Для внутренней изоляции применяют лакокрасочные покрытия на основе эпоксидных полиуретановых смол и цементно-песчаные покрытия.

Одной из важнейших задач является обеспечение безаварийности функ­ционирования жидкостных и газовых трубопроводных систем. Требует дальнейших разработок телемеханизация и автоматизация управления рабо­той трубопроводов.

Вопросы для самоконтроля:

1. В чем заключается уникальность трубопроводного транспорта?

2. Перечислите основные этапы развития трубопроводного транспорта.

3. Перечислите технологические возможности трубопроводного транспорта.

4. Каким образом классифицируют трубопроводы?

5. Какие элементы входят в состав сооружений магистральных трубопроводов?

6. Какими величинами характеризуются трубопроводы?

7. Перечислите научно-технические проблемы развития трубопроводного транспорта.

Список литературы:

1. Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов/ Т77 Р. Л. Алиев, В. Д. Белоусов, А. Г. Немудров и др. —2-е изд., перераб. н доп.— М.:Недра, 1088. 368 с [стр 4-44, стр 50-98, стр 298-348]

2. Коннова Г.В. Оборудование транспорта и хранения нефти и газа: учеб. пособие для вузов / Г. В. Коннова. — Ростов н/Д.: Феникс, 2006. — 128 с. [стр 26-122]

3. Смолдырев А.Е., Сафонов В.К. Трубопроводный транспорт концентрированных гидросмесей М.: Машиностроение, 2003 – 208с [стр 5-34]

4. Ярошевич В. П., Шкурин М. И. Транспорт. Общий курс: Учебное пособие/ Белорус. гос. ун-т трансп.- Го­мель, 2001.- 389 с. [стр 297-306]

Дата добавления: 2013-12-14