3.1.4 Трубопровідний транспорт

Трубопровідний транспорт – економний вид транспортування нафти і нафтопродуктів. Україна посідає п’яте місце у світі за довжиною магістральних трубопроводів.

Переваги цього виду транспортування:

- низька собівартість транспортування продукції на значні відстані;

- безперервність подачі продукції;

- широка можливість для автоматизації;

- зменшення втрат нафти і нафтопродуктів при їх транспортуванні;

- можливість прокладки трубопроводів найкоротшою відстанню, якщо це економічно доцільно.

Трубопроводи, якими перекачують продукцію на значні відстані, називаються магістральними. Загальна довжина магістральних нафтопроводів в Україні становить 4 тис. км. Магістральні трубопроводи залежно від рідини, яка перекачується, відповідно називаються: нафтопрово-дами – при перекачуванні нафти; нафтопродуктопроводами – при перекачуванні рідких нафтопродуктів, наприклад, бензину, гасу, дизельного палива, мазуту.

При використанні нафтопродуктопроводу для транспортування нафтопродукту одного сорту, згідно з найменуванням продукту, вживають терміни бензинопровід, гасопровід, мазутопровід тощо. Магіст-ральний трубопровід складається з таких ланок:

- трубопроводу;

- однієї або декількох насосних станцій;

- засобів зв’язку.

На рис. 3.11 показана типова схема магістрального нафтопроводу. Магістральний трубопровід характери-зується такими показниками: довжиною, діаметром, пропускною здатністю і числом перекачувальних станцій.

Рисунок 3.11 – Схема магістрального нафтопроводу:

1 – нафтоперекачувальна станція; 2 – вузол пуску скребка;

3 – трубопровідна арматура; 4 – магістральний трубопровід;

5 – переходи через перешкоди; 6 – кінцевий розподільний пункт

Сучасні магістральні трубопроводи, протяжність яких понад 1000 км, є самостійними транспортними підприємствами. Вони обладнані комплексом головних, проміжних перекачувальних (насосних) станцій великої потужності, а також наливними станціями, зі всіма потрібними виробничими і допоміжними спорудами. Пропускна здатність їх досягає 50 млн т нафти в рік і більше. Споруджують такі трубопроводи переважно із сталевих труб номінальним діаметром 500, 700, 800, 1000, 1200 і 1400 мм.

При транспортуванні нафти і нафтопродуктів на великі відстані, необхідно долати значні гідравлічні опори в трубопроводі. Тому, якщо одна перекачувальна насосна станція не може забезпечити нормальний режим перекачування за заданого тиску, то будують декілька станцій вздовж трубопроводу.

Трубопровідне транспортування, разом з економністю, забезпечує цілорічну роботу і майже не залежить від природних умов, чим вигідно відрізняється від інших видів транспортування. У зв’язку з цим, з кожним роком збільшується протяжність магістральних трубопроводів.

До масштабних належить система нафтопроводів “Дружба” довжиною з відгалуженнями понад 10 тис. км (зокрема на території країн СНД – 6,5 тис. км).

За принципом перекачування продукції на практиці застосовують дві системи: постанційну і транзитну.

Постанційна система перекачування характеризується тим, що нафта, або нафтопродукти надходять у резервуари проміжних перекачувальних станцій, заповнюють їх, а потім відкачуються на наступну станцію (рис. 3.12, а).

а

б

в

Рисунок 3.12 – Системи перекачування нафти:

1 – резервуар; 2 – насос

Якщо на станції розташовано декілька резервуарів, то перекачування продукції здійснюється безперервно: у один резервуар продукція надходить, а з іншого відкачується в трубопровід.

Транзитна система перекачування може здійснюватися з підключеним резервуаром, через резервуар і з насоса в насос. При перекачуванні через резервуар, продукція з попередньої насосної станції направляється на наступну насосну станцію через резервуар (рис. 3.12, б).

Перекачування з насоса в насос полягає в тому, що продукт з попередньої насосної станції направляється на наступну насосну станцію повз проміжний резервуар, який підключається паралельно до магістрального трубопровода (рис. 3.12, в). Ця схема перекачування найдосконаліша і економна, оскільки за такої схеми забезпечується максимальна герметизація системи, і відсутні втрати від випаровування в проміжних резервуарах. На проміжних станціях резервуарні парки відсутні (може бути невеликий резервуар для збирання нафтовитоків).

На всіх нафтопроводах України і СНД викуристовується тільки одна система - із насоса в насос. Магістральний трубопровід оснащується потрібними засобами місцевої автоматики; багато трубопроводів мають дистанційне керування.

Вся магістраль розбивається на окремі ділянки, кожна з яких закріплюється за певною насосною станцією. Така ділянка ділиться у свою чергу на ряд дрібніших ділянок, і до кожної з них прикріплюють лінійних обхідників, які контролюють трубопровід.

На кожній станції, окрім обслуговуючого експлуатаційного персоналу, є також лінійно-експлуатаційні служби (ЛЕС). У їхньому розпорядженні є всі необхідні механізми для ремонту трубопроводу і ліквідації можливих аварій: трактори-трубоукладачі, екскаватори, бульдозери, зварювальні агрегати тощо.

Головну перекачувальну станцію розміщують на початковій ділянці трубопроводу (у головній частині магістралі), тобто в районі нафтових промислів, або нафтопереробного заводу, оскільки вона служить для приймання нафти, або нафтопродуктів, з наступною подачею їх в трубопровід. Проміжні станції розташовують вздовж трубопроводу з урахуванням рельєфу місцевості. З економічної точки зору проміжні станції прагнуть розміщувати можливо ближче до населених пунктів, залізних і шосейних доріг, джерел електропостачання і водопостачання, а головні станції – на майданчиках нафтопереробних заводів і установок підготовки нафти, а також поблизу резервуарних парків з використанням їх об’єму.

До складу виробничо-технологічних споруд перекачувальних станцій, окрім власне перекачувальних насосних цехів з магістральними насосами, входять:

- резервуарний парк (для головних і наливних станцій);

- пристрої для пуску скребків або роздільників;

- посудини для прийому рідини із запобіжних систем захисту.

На кінцевих (наливних) станціях, або на проміжних станціях (на яких передбачається наливання продуктів у залізничні цистерни) споруджують відповідні залізничні наливні пристрої.

Окрім технологічних споруд на майданчиках розмі-щують виробничо-допоміжні об’єкти водопостачання, каналізації і електропостачання, а також адміністративно-господарські споруди.

Перекачувальні насосні станції забезпечують насосними агрегатами (насоси в комплекті з двигунами), які здійснюють перекачування нафти і нафтопродуктів магістральним трубопроводом, і допоміжним обладнанням, що обслуговує основні агрегати; насосами перекачування води і палива, компресорами і іншими пристроями постачання повітря, установками забезпечення оливою для системи мащення, вентиляторами, теплообмінниками.

Магістральні відцентрові насоси типів НМ 125-550, НМ 180-500, НМ 250-475, НМ 360-460 і HM 1250-400 при повному завантаженні станцій встановлюються по три, з яких два робочі і один резервний. Насоси марок НМ 200-800, НМ 500-800, НМ 2500-710 є повнонапірними і не допускають послідовної роботи. Насоси типу НМ 500-300 і більшої подачі, крім НМ 1250-400 і повнонапірних насосів, встановлюються на станціях по чотири, з яких три робочі і один – резервний (послідовне з’єднання).

Приклад маркування насоса: НМ 125-550 - нафтовий магістральний з подачею 125 м³/год і напором 550 м.

Діапазон ефективної роботи насосів (0,8...1,2) від оптимальної (номінальної) подачі Q₀. Насоси з оптимальною подачею 2500-10000 м³/год комплектуються змінними роторами на подачі 0,5•Q₀, 0,7•Q₀ та 1,25•Q₀. Насос марки НМ 1250-260 комплектується двома змінними роторами на подачу 0,7•Q₀ і 1,25•Q₀. Змінний ротор у більшості випадків має такий самий діаметр колеса, як і основний ротор, але іншу ширину робочого колеса. Таке колесо має іншу гідравлічну та енергетичну характеристику, але може бути змонтоване усередині корпуса базового насоса.

Частота обертання вала насоса HM 1250-400 становить 6000 хв^-1, насоса НМ 2500-710 - 8200 хв^-1.

Насоси з подачею до 710 м³/год - секційні, багатоступінчасті, а з подачею 1250 м³/год і більше - одноступінчасті, спіральні з двостороннім входом рідини.

Насоси попарно уніфіковані:

- НМ 125-500 і НМ 180-500 (число ступенів 6);

- НМ 250-475 і НМ 360-460 (число ступенів 4);

- НМ 500-300 і НМ 710-280 (число ступенів 3).

ГОСТ 12124-87 вимагає виконання таких умов при транспортуванні нафти і нафтопродуктів:

- температура транспортованої рідини – від мінус 5 °С до плюс 80 °С;

- кінематична в’язкість нафти – не більше 3-10^-4 м²/с;

- максимальний вміст механічних домішок лінійним розміром – не більше 0,5 мм - 0,06 %;

- максимальний вміст сірки у зв’язаному вигляді - 3,5 %;

- вміст парафіну не повинен перевищувати 7 %.

На магістральних нафтопроводах ще знаходяться в експлуатації насоси старого параметричного ряду: 8НД-10х5, 10НД-10х2, 12НД-11х2, 16НД10х1, 20НД-12х1, 24НД-14х1. Приклад маркування такого насоса: 8НД-10x5 (8 - діаметр вхідного патрубка в дюймах; Н - нафтовий; Д - двосторонній вхід рідини; 10 - коефіцієнт швидкохідності, поділений на 10; 5 - число ступенів).

Призначення підпірних насосів - забезпечення необхідного підпору для безкавітаційної роботи основних насосів. Найбільше поширення до останнього часу мали насоси типу НМП. Існують три типорозміри цих насосів.

Частота обертання вала насосів біля 1000 хв^-1. Марку насоса розуміють:

НМП 3600-78 - нафтовий магістральний підпірний з подачею 3600 м³/год і напором 78 м.

Тепер також поширені вертикальні підпірні насоси (подачею 150… 5000 м³/год і напором 60…120 м), які опускаються в колодязь, заповнений нафтою. Двигун розміщений вертикально і працює на відкритому повітрі.

До сучасних конструкцій відцентрових насосів висуваються вимоги, які випливають з умов їх роботи в перекачувальних станціях. Вони мають забезпечувати повну герметизацію у всіх вузлах, бути надійними при тривалій роботі без постійного спостереження обслуговуючого персоналу, мати необхідні пристрої для дистанційного вмикання, автоматичного захисту від аварій і гарантувати експлуатацію на високому ККД.

Розрахунок магістрального трубопроводу. Розрахунок трубопроводу ведеться в такій послідовності: за пропускною здатністю визначають діаметр трубопроводу і режим руху рідини (параметр Рейнольдса), від якого залежить коефіцієнт гідравлічного опору; потім знаходять втрати напору і гідравлічний ухил трубопроводу. За профілем траси визначають її розрахункову довжину до перевальної точки, і відповідну різницю геодезичних відміток. Використовуючи ці дані, визначають число насосних станцій.

Під пропускною здатністю магістрального трубопроводу мають на увазі максимальну кількість нафти, або нафтопродукту, яка може бути перекачана трубопроводом за рік, при економічно оптимальному використанні прийнятих розрахункових параметрів і сталому режимі.

Розрахункова подача нафти і нафтопродуктів магістральним нафтопроводом або нафтопродуктопро-водом, згідно з умовами рівномірного перекачування протягом року, дорівнює відношенню річної пропускної здатності до робочих днів в році з врахуванням зупинки на ремонт. Розрахункову подачу за годину (в м³/год.) визначають за формулою

, (3.1)

де G – річна пропускна здатність трубопроводу, т/рік;

350 – число робочих днів трубопроводу за рік;

ρ – густина нафти або нафтопродукту, т/м³.

Діаметр трубопроводу (в м) визначають при заданій пропускній здатності трубопроводу і прийнятій швидкості руху рідини (1,5...2,5 м/с) за формулою

, (3.2)

де q – пропускна здатність, м³/с;

v – швидкість руху рідини, м/с.

Розраховані розміри діаметру труби округляють до найближчого діаметра за Держстандартом. Товщина стінки труби визначається механічним розрахунком.

У деяких випадках виникає необхідність збільшення пропускної здатності трубопроводів для перекачування нафти і нафтопродуктів. Відомо декілька методів: прокладення паралельно основній магістралі додаткової ділянки трубопроводу (лупінга, вставки), тобто ділянки трубопроводу збільшеного діаметру; збільшення числа насосних станцій, або комбінований метод (збільшення числа насосних станцій з одночасним укладанням лупінгів).

Збільшення пропускної здатності шляхом установки додаткових насосних агрегатів у насосних станціях, зазвичай, не практикують тому, що із збільшенням числа паралельно працюючих насосів зростають втрати напору, внаслідок чого може істотно підвищитися тиск у трубопроводі. Зрідка практикують метод установки вставок, оскільки в цьому випадку потрібна повна зупинка трубопроводу на період врізання вставки.

Доцільний метод збільшення пропускної здатності трубопроводу вибирають, згідно з особливостями трубопроводу і техніко-економічного порівняння можливих варіантів. У ряді випадків, коли потрібно транспортувати одним трубопроводом декілька видів нафтопродуктів, а споруджувати для кожного виду окремий трубопровід недоцільно, застосовують метод послідовного перекачування. Цей метод полягає в тому, що одним трубопроводом перекачують послідовно декілька видів нафтопродуктів, з дотриманням умови їх мінімального змішування в трубопроводі. У цьому випадку прагнуть транспортувати нафтопродукти, з якомога близькими фізико-хімічними характеристиками. Так, одним трубопроводом доцільно перекачувати світлі нафтопродукти – такі, як бензин, дизельне паливо, гас і не рекомендується послідовно перекачувати світлі і темні нафтопродукти, наприклад, бензин і мазут. Продукти надходять у трубопровід на головній станції із різних резервуарів, і приймаються на кінцевому пункті окремо один від одного.

Механізм сумішоутворення полягає в тому, що в процесі руху рідинний клин позаду продукту всотується в продукт спереду і в результаті конвективної дифузії і пульсації потоку (за рахунок різних швидкостей потоку по перерізу трубопроводу, які біля стінок менші, ніж поблизу його осі) відбувається перемішування рідин в зоні контакту.

Для зменшення об’єму суміші, в практиці експлуатації застосовують заходи, які можуть бути поділені на дві групи:

- зміна режиму перекачування;

- застосування різних роздільників між двома нафтопродуктами, що перекачуються.

Послідовне перекачування нафтопродуктів треба здійснювати з максимальною швидкістю, оскільки в цьому випадку досягається високий ступінь турбулентності, при якій виходять найменші об’єми суміші (за рахунок малої дифузії).

Найпоширеніше послідовне перекачування нафти і нафтопродуктів із застосуванням роздільників, при цьому для їх пуску і прийому на станціях передбачаються відповідні пристрої. Розрізняють два види роздільників – рідинні і механічні. Під рідинним роздільником мають на увазі рідинну пробку з іншої рідини, що закачується між двома рідинами, які послідовно перекачуються. Наприклад, рідинною пробкою при послідовному перекачуванні бензину і дизельного палива служить гас або суміш рідин, які перекачуються.

До механічних роздільників відносяться різні механічні пристрої (поршні, кулі), які пускаються в порожнину трубопроводу в зону контакту двох нафтопродуктів. Роздільники, опинившись у потоці рідини, зменшують конвективне їх перемішування і поширювання суміші в потоці. Часто використовують зносостійкі кулясті роздільники, які є гумовими товстостінними порожнистими кулями, що заповнюються водою або антифризом (взимку).

Необхідний контакт роздільника з внутрішньою поверхнею трубопроводу забезпечується пружними властивостями матеріалу, з якого виготовлено роздільник, а також надлишковим тиском і об’ємом робочої рідини в роздільнику.