Трубопроводный транспорт

Наиболее экономичный вид транспорта нефти и нефтепродуктов - трубопроводный. Преимущества этого вида транспорта:

1) низкая себестоимость транспорта продукции на значительные расстояния;

2) непрерывность подачи продукции;

3) широкая возможность для автоматизации;

4) уменьшение потерь нефти и нефтепродуктов при их транспортировании;

5) возможность прокладки трубопроводов по кратчайшему расстоянию, если это экономически целесообразно.

Трубопроводы, перекачивающие продукцию на значительные расстояния, 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. При использовании нефтепродуктопровода для транспортирования нефтепродукта одного сорта употребляется термин бензинопровод, керосинопровод, мазутопровод и т. д. (соответственно наименованию перекачиваемого продукта).

Магистральный трубопровод состоит из следующих звеньев: 1) трубопровода; 2) одной или нескольких насосных станций; 3) средств связи.

Магистральный трубопровод характеризуется следующими: показателями: длиной, диаметром, пропускной способностью к числом перекачивающих станций.

Современные магистральные Трубопроводы, протяженность которых достигает более 1000 км, представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих (насосных) станций большой мощности, а также наливными станциями со всеми; необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями. Пропускная способность их достигает 50 млн. т нефти в год и более. Сооружают такие трубопроводы преимущественно из стальных труб условным диаметром 500, 700, 800, 1000, 1200 и 1400 мм.

При транспорте нефти и нефтепродуктов на большие расстояния приходится преодолевать значительные гидравлические сопротивления в трубопроводе. Поэтому, если одна перекачивающая насосная станция не может обеспечить нормальный режим перекачки при заданном давлении, то строят несколько станций по длине трубопровода.

Трубопроводный транспорт, наряду с экономичностью, обеспечивает круглогодичную работу и почти не зависит от природных условий, чем выгодно отличается от других видов транспорта. В связи с этим с каждым годом увеличивается протяженность магистральных трубопроводов.

К наиболее крупным относятся системы нефтепроводов от нефтяных месторождений Западной Сибири до Уфы и Куйбышева, система нефтепроводов " Дружба" протяженностью с ответвлениями более 10 тыс. км (в том числе на территории: СССР - 6, 5 тыс. км), нефтепроводы Северо-Западного направления: Альметьевск – Горький – Ярославль - Кириши с ответвлением на Рязань и Москву, а также нефтепроводы Узень - Куйбышев, Куйбышев - Тихорецкая, Куйбышев - Лисичанск - Кременчуг и др.

По принципу перекачки продукции на практике применяют две системы: 1) постанционную и 2) транзитную.

Постанционная система перекачки характеризуется тем, что нефть или нефтепродукты поступают в резервуары промежуточных перекачивающих станций, заполняют их, а затем откачиваются на следующую станцию (рис. 117, а). Если на станции расположено несколько резервуаров, то перекачка продукции осуществляется беспрерывно: в один резервуар продукция поступает, а из другого откачивается в трубопровод.

Транзитная система перекачки может осуществляться через резервуар и из насоса в насос.

При перекачке через резервуар продукция из предыдущей насосной станции направляется на следующую насосную станцию через резервуар, предназначенный для отделения газа или воды от нефти (рис. 117, б). Перекачка из насоса в насос заключается в том, что продукт с предыдущей насосной станции направляется непосредственно на следующую насосную станцию, минуя промежуточный резервуар, который подключается параллельно магистральному трубопроводу (рис. 117, в). Эта схема перекачки наиболее совершенна и экономична, так как при этом обеспечивается максимальная герметизация системы и исключаются потери от испарения в промежуточных резервуарах. Последние при этой системе могут сооружаться в минимальном объеме и то лишь для освобождения трубопровода при пуске или ремонте.

При всех видах транзитной перекачки нефти и нефтепродуктов магистральный трубопровод оснащается необходимыми средствами местной автоматики; многие трубопроводы имеют дистанционное управление. Магистральный трубопровод подобно железнодорожному пути нуждается в специальном техническом надзоре. Вся магистраль разбивается на отдельные участки, каждый из которых закрепляется за определенной насосной станцией. Такой участок делится в свою очередь на ряд более мелких участков, и к каждому из них прикрепляют линейных обходчиков, которые осуществляют контроль за трубопроводом.

На каждой станции, кроме обслуживающего эксплуатационного персонала, имеются также ремонтные бригады. В их распоряжении все необходимые механизмы для ремонта трубопровода и ликвидации возможных аварий: тракторы-трубокладчики, экскаваторы, бульдозеры, сварочные агрегаты и т. п.

Головную перекачивающую станцию размещают на начальном участке трубопровода (в головной части магистрали), т. е. в районе нефтяных промыслов или нефтеперерабатывающего завода, так как она служит для приема нефти или нефтепродуктов с последующей подачей их в трубопровод. Промежуточные станции, предназначенные для дополнительного подъема давления жидкости, располагают по длине трубопровода, по возможности на равных расстояниях с учетом равномерного распределения давления по всем станциям трубопровода. С экономической точки зрения промежуточные станции стремятся размещать возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения, а головные станции - на площадках нефтеперерабатывающих заводов и установок подготовки нефти, а также вблизи резервуарных парков с использованием их объема.

В состав производственно-технологических сооружений перекачивающих станций, кроме собственно перекачивающих насосных (основной и подпорной) входят: резервуарный парк (для головных и наливных станций), устройства для пуска скребков или разделителей, емкости для приема жидкости - из предохранительных систем защиты. На конечных (наливных) станциях или на промежуточных (на которых предусматривается налив продуктов в железнодорожные цистерны) сооружают соответствующие железнодорожные наливные устройства (эстакады).

Кроме технологических сооружений на площадках размещают производственно-вспомогательные объекты водоснабжения, канализации и электроснабжения, а также административно-хозяйственные постройки.

Нефтеперекачивающие насосные станции снабжаются насосными агрегатами (насосы в комплекте с двигателями), осуществляющими перекачку нефти и нефтепродуктов по магистральному трубопроводу, и вспомогательным оборудованием, обслуживающим основные агрегаты; водяными и топливными насосами, компрессорами и другими устройствами воздухоснабжения, установками маслоснабжения для системы смазки, вентиляторами, питательными бачками, теплообменниками.

Центробежные насосы для магистральных нефтепроводов выпускаются в следующих пределах номинальных подач и напора: подача от 1250 до 12000 м³/ч, соответственно напор от 260 до 210 м, к.п.д. насоса - от 0, 84 до 0, 89.

Расчеты и практика проектирования показали, что всегда целесообразнее и экономичнее работа двух или трех последовательно соединенных насосов (по сравнению с одним высоконапорным насосом). Поэтому в магистральных насосных обычно устанавливают групповой насосный агрегат из двух или трех последовательно соединенных насосов, обеспечивающих напор 400-600 м при сохранении подачи каждого насоса и минимальной мощности электродвигателей. Число рабочих насосов определяется исходя из расчетного рабочего давления, характеристики насосов и режима перекачки (с учетом автоматического регулирования параметров работы).

Центробежные насосы незаменимы при работе магистрального трубопровода по системе перекачки " из насоса в насос" (для чего не пригодны поршневые насосы). При эксплуатации нефтепроводов с неполным числом построенных насосных станций рекомендуется применять в центробежных насосах сменные роторы с рабочими колесами, обеспечивающими высокий к. п.д. при пониженных подачах.

К современным конструкциям центробежных насосов предъявляются требования, вытекающие из условий их работы в нефтеперекачивающих станциях; они должны обеспечивать полную герметизацию во всех узлах, быть надежными при продолжительной работе без постоянного наблюдения обслуживающего персонала, иметь необходимые устройства для дистанционного включения, автоматической защиты от аварий и гарантировать эксплуатацию с высоким к.п.д.

Хранение нефти и нефтепродуктов

Для сбора, хранения и учета нефти и нефтепродуктов на нефтепромыслах, нефтеперерабатывающих заводах, нефтебазах и станциях магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов служат резервуары - сосуды разнообразной формы и размеров, построенные из различных материалов.

По назначению эти сосуды подразделяются на резервуары для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов.

По материалу - на металлические и неметаллические. Металлические резервуары сооружают преимущественно из стали. К неметаллическим резервуарам относятся в основном железобетонные резервуары.

Резервуары каждой группы различают по форме: вертикальные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, каплевидные и других форм.

По схеме установки резервуары делятся на: наземные, у которых днище находится на уровне или выше наинизшей отметки прилегающей площадки; подземные, когда наивысший уровень жидкости в резервуаре находится ниже наинизшей отметки прилегающей площадки не менее чем на 0, 2 м.

Резервуары сооружают различных объемов от 100 м³ до 120000 м³.

Для хранения светлых нефтепродуктов применяют преимущественно стальные резервуары, а также железобетонные с внутренним покрытием - листовой стальной облицовкой или неметаллическими изоляциями, стойкими к воздействию нефтепродуктов.

Для хранения больших количеств нефти и темных нефтепродуктов рекомендуется применять в основном железобетонные резервуары. Смазочные масла, как правило, хранят в стальных резервуарах.

Группа однотипных резервуаров, объединенных трубопроводными коммуникациями, называется резервуарным парком. Каждая группа наземных резервуаров ограждается земляным валом или стенкой, высота которых принимается на 0, 2 м выше расчетного уровня разлившейся жидкости, но не менее 1 м при ширине земляного вала по верху 0, 5 м.

Вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на резервуары низкого давления, с понтонами и с плавающими крышами. Каждый резервуар снабжается лестницей, необходимой для осмотра оборудования, отбора проб и контроля за уровнем нефтепродукта. У места присоединения лестницы к крышке резервуара сооружается замерная площадка, на которой устанавливают замерные приспособления и аппаратуру.

Резервуары низкого давления со щитовым коническим или сферическим покрытием отличаются тем, что покрытие монтируется из готовых щитов, выполненных из листовой стали толщиной 2, 5 мм. Пояса корпуса резервуаров имеют толщину 4—10 мм (снизу вверх).

Резервуары с коническим покрытием (рис. 119) сооружают объемом 100-5000 м³, причем в центре их (за исключением резервуаров объемом 100 и 200 м³) устанавливают центральную стойку, на которую опираются щиты покрытия. Резервуары со сферическим покрытием сооружают объемом 10000, 15000 и 20 000 м³. Щиты покрытия по контуру опираются на кольцо, установленное на корпусе резервуара. Толщина листов стенки резервуаров (считая снизу вверх) 6-14 мм. Толщина листов покрытия 3 мм.

Резервуары оснащаются дыхательной арматурой и замерными устройствами.

К ним относятся:

- люк - лаз (в нижнем поясе резервуара) для внутреннего осмотра, ремонта и очистки резервуара;

- люк световой (на крыше резервуара) для проветривания и освещения резервуара;

- люк замерный для контрольного замера уровня жидкости в резервуаре и взятия проб, которые нормально осуществляются специальным уровнемером и сниженным пробоотборником;

- хлопушка (корпус с наклонным срезом и плотно прилегающей к нему крышкой), предназначенная для предотвращения потерь нефтепродуктов в случае разрыва трубопроводов или выхода из строя резервуарной задвижки;

- сифонный водоспускной кран, устанавливаемый для выпуска подтоварной воды из резервуара; монтируется он снаружи резервуара на конце трубы с изогнутым отводом, находящимся - внутри резервуара у его днища;

- дыхательный клапан, предназначенный для регулирования давления паров нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки или выкачки нефтепродукта, а также колебаний температуры; в зависимости от условий применения и конструкций резервуаров на них устанавливают дыхательные клапаны различных модификаций и диаметров;

- огневой предохранитель, служащий для защиты резервуара от проникновения в его газовое пространство орня через дыхательную аппаратуру;

- предохранительные клапаны (гидравлический и мембранный) для регулирования давления паров нефтепродуктов в случае неисправности дыхательного клапана или если сечение дыхательного клапана окажется недостаточным для быстрого пропуска газов или воздуха;

- пеногенератор для подачи 1 пены при тушении пожара; в резервуаре.

С целью снижения потерь легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов применяют резервуары с плавающим понтоном.

Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь испарения, благодаря чему резко снижаются (в 4-5 раз) потери от испарения. Понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара оставляется зазор шириной 100-300 мм, перекрываемый уплотняющими герметизирующими затворами. Известны несколько конструкций затворов, однако в основном применяют затворы из прорезиненной ткани, профиля которой имеют форму петли с внутренним заполнением затвора (петли) упругим материалом.

Плавающие понтоны различают двух типов: металлические и из синтетических пенопластовых или пленочных материалов. На рис. 120 показан резервуар с металлическим понтоном в виде диска 3 с открытыми коробами / и 4. К периферийному кольцу жесткости, который одновременно служит и бортом понтона, прикрепляется герметизирующий затвор 5. Понтон оснащен опорами 2, на которые он опирается в нижнем положении. В связи с тем, что понтоны сооружают в резервуарах со стационарным покрытием, которое предотвращает попадание атмосферных осадков на поверхность понтонов, это позволяет применять облегченные кострукции понтонов из синтетических пленочных материалов.

^ Резервуары с плавающей крышей не имеют стационарного покрытия, а роль крыши у них выполняет диск из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости.

^ Каплевидные резервуары применяют для хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов с высокой упругостью паров. Оболочке резервуара придают очертание капли жидкости, свободно лежащей на несмачиваемой плоскости и находящейся под действием сил поверхностного натяжения. Благодаря такой форме резервуара создаются условия, при которых все элементы поверхности корпуса под действием давления жидкости растягиваются примерно с одинаковой силой, испытывая одни и те же напряжения, что обеспечивает минимальный расход стали на изготовление резервуара.

В связи с тем, что каплевидные резервуары рассчитывают на внутреннее давление в газовом пространстве 0, 04-0, 2 МПа и вакуум 0, 005 МПа, легкоиспаряющиеся нефтепродукты хранятся почти полностью без потерь от малых " дыханий" и пары выпускают в атмосферу главным образом при наполнении резервуаров (при больших " дыханиях").

В зависимости от характера изготовления оболочки различают два основных типа этих резервуаров (рис. 121): гладкие а и многоторовые б. К каплевидным относятся резервуары с гладким корпусом, не имеющим изломов. Такие резервуары сооружают объемом 5000-6000 м³, рассчитанные на давление до 0, 075 МПа. Резервуары, корпус которых образуется пересечением нескольких оболочек двойной кривизны, называются многокупольными или многоторовыми. Резервуары этого типа сооружают объемом 5000-20000 м³, они рассчитаны на давление до 0, 37 МПа.

Неметаллические резервуары - такие резервуары, у которых несущие конструкции выполнены неметаллических материалов. К неметаллическим резервуарам в основном относятся железобетонные и резервуары из резиноткане-вых или синтетических материалов, применяемых преимущественно в качестве передвижных емкостей. Железобетонные резервуары по виду хранимого нефтепродукта подразделяются на резервуары для: мазута, нефти, масел и светлых нефтепродуктов. Поскольку нефть и мазут практически не оказывают химического воздействия на бетон и обладают способностью за счет своих тяжелых фракций и смол тампонировать (кальматировать) мелкопористые материалы, уменьшая со временем их просачиваемость и проницаемость, при их хранении в железобетонных резервуарах не требуется специальной защиты стенок, днищ и покрытия резервуаров. При хранении смазочных масел во избежание их загрязнения внутренние поверхности резервуаров защищают различными покрытиями или облицовками. То же относится и к резервуарам для светлых легкоиспаряющихся нефтепродуктов, которые, обладая незначительной вязкостью, легко фильтруются через бетон. Кроме того, покрытие в данном случае должно обладать повышенной герметичностью (газонепроницаемостью) с целью уменьшения потерь от испарения. Железобетонные резервуары, кроме экономии металла, обладают еще рядом технологических преимуществ. При хранении в них подогреваемых вязких нефтей и нефтепродуктов медленнее происходит их остывание за счет малых теплопотерь, а при хранении легкоиспаряющихся светлых нефтепродуктов уменьшаются потери от испарения, так как резервуары при подземной установке менее подвержены солнечному облучению. Резервуары этого типа по форме в плане сооружают круглыми (вертикальные и цилиндрические) и прямоугольными. Наиболее экономичны резервуары круглой формы, однако резервуары прямоугольной формы более просты в изготовлении.