Транспорт нефти и газа

на пахотных и  орошаемых землях 1,0

при пересечении  каналов 1,1

Линейные задвижки устанавливаются по трассе трубопровода не реже, чем через 30 км, с учетом рельефа местности таким образом, чтобы разлив нефти в случае возможной  аварии был минимальным. Кроме того, линейные задвижки размещаются на выходе из НПС и на входе в них, на обоих берегах пересекаемых трубопроводом водоемов, по обеим сторонам переходов под автомобильными и железными дорогами.

Станции катодной защиты располагаются вдоль трассы трубопровода в соответствии с расчетом. Протекторная защита применяется в местах, где отсутствуют источники электроснабжения. Дренажные установки размещаются в местах воздействия на трубопровод блуждающих токов (линии электрифицированного транспорта, линии электропередач и др.).

При переходах через  водные преграды трубопроводы, как  правило, заглубляются ниже уровня дна. Для предотвращения всплытия на трубопроводах  монтируют чугунные или железобетонные утяжелители (пригрузы) различной конструкции. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод укладывают в патроне (кожухе) из труб, диаметр которых не менее, чем на 200 мм больше. При пересечении естественных и искусственных препятствий применяют также надземную прокладку трубопроводов (на опорах, либо за счет собственной жесткости трубы).

Вдоль трассы трубопровода проходят линии связи, линии электропередачи, а также грунтовые дороги. Линии  связи, в основном, имеют диспетчерское  назначение. Это очень ответственное сооружение, т.к обеспечивает возможность оперативного управления согласованной работой перекачивающих станций на расстоянии нескольких сот километров. Прекращение работы связи, как правило, влечет за собой остановку перекачки по трубопроводу. Линии электропередач служат для электроснабжения перекачивающих станций, станций катодной защиты и дренажных установок. По вдольтрассовым дорогам перемещаются аварийно-восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты, обходчики и др.

Вертолетные площадки предназначены для посадок вертолетов, осуществляющих патрулирование трассы трубопроводов.

На расстоянии 10...20 км друг от друга вдоль трассы размещены  дома обходчиков. В обязанности обходчика  входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода.

Основными достоинствами трубопроводного транспорта являются:

1) возможность прокладки  трубопровода в любом направлении  и на любое расстояние - это  кратчайший путь между начальным  и конечным пунктами;

2) бесперебойность  работы и соответственно гарантированное снабжение потребителей, независимо от погоды, времени года и суток;

3) наибольшая степень  автоматизации;

4) высокая надежность  и простота в эксплуатации;

5) разгрузка традиционных  видов транспорта.

К недостаткам трубопроводного транспорта относятся:

1) большие первоначальные  затраты на сооружение магистрального  трубопровода, что делает целесообразным  применение трубопроводов только  при больших, стабильных грузопотоках;

2) определенные ограничения  на количество сортов (типов, марок)  энергоносителей, транспортируемых по одному трубопроводу;

3)"жесткость"  трассы трубопровода, вследствие  чего для организации снабжения  энергоносителями новых потребителей  нужны дополнительные капиталовложения.

 

2. Область применения различных  видов транспорта

 

Различные виды транспорта энергоносителей применяются как в чистом виде, так и в комбинации друг с другом.

Транспортировка нефти.

Нефть в нашей  стране доставляют всеми видами транспорта (даже автомобильным на коротких расстояниях).

Возможных схем доставки нефти на НПЗ всего пять:

1) использование  только магистральных нефтепроводов;

2) использование  только водного транспорта;

3) использование  только железнодорожного транспорта

4) сочетание трубопроводного  транспорта нефти с водным, либо  железнодорожным

5) сочетание водного и железнодорожного транспорта друг с другом.

Транспортировка газа.

В нашей стране практически  весь газ транспортируется потребителям по трубопроводам. Исключение составляют сжиженные гомологи метана (этан, пропан, бутаны), транспортируемые танкерами, а также в цистернах или баллонах.

Транспортировка нефтепродуктов.

Перевозки нефтепродуктов в нашей стране осуществляются железнодорожным, речным, морским, автомобильным, трубопроводным, а в ряде случаев и воздушным  транспортом. Причем но трубопроводам транспортируют только светлые нефтепродукты (автомобильный бензин, дизельное топливо, авиационный керосин), печное топливо и мазут, а другими видами транспорта перевозят все виды нефтепродуктов.

При использовании  трубопроводного транспорта нефтепродукты поступают с НПЗ на головную перекачивающую станцию и далее перекачиваются по магистральному нефтепродуктопроводу (МНПП). В конце МНПП находится крупная нефтебаза откуда нефтепродукты автоцистернами доставляются потребителям. Частичная реализация нефтепродуктов производится и по пути следования МНПП. Для этого производятся периодические сбросы нефтепродуктов на пункты налива железнодорожных цистерн, либо на попутные нефтебазы. Этот способ не имеет ограничений на дальность перевозок.

Другой способ - налив  нефтепродуктов в автоцистерны непосредственно на НПЗ и доставка груза в них напрямую потребителям. В этом случае исключаются перегрузка нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой, а, следовательно, и их потери при этом. Однако чем больше дальность транспортировки, тем больше нефтепродуктов уходит на собственное потребление автоцистерн. Поэтому автомобильный транспорт применяется преимущественно при небольшой дальности перевозок.

Два других способа  в общем случае в пути предусматривают  перевалку с одного вида транспорта на другой (с железнодорожного на водный или наоборот). Перевалка осуществляется с использованием резервуаров перевалочной нефтебазы. В конце пути нефтепродукты поступают на распределительную нефтебазу, с которой они автотранспортом доставляются близлежащим потребителям. Данные способы также не имеют ограничений на расстояние транспортирования. Однако чем выше дальность перевозок, тем больше требуется железнодорожных цистерн, танкеров и барж для доставки одного и того же количества нефтепродуктов. Кроме того при перевалках возникают дополнительные потери грузов.

Таким образом, хотя трубопроводный транспорт нефтепродуктов в нашей стране не является основным, он имеет большие перспективы  для своего дальнейшего развития, т.к наиболее удобен и допускает наименьшие потери транспортируемых продуктов.

 

3. Определение экономически наиболее  выгодного диаметра трубопровода

 

Теоретически перекачку  нефти с заданным расходом G можно осуществлять по трубопроводу любого диаметра D. Причем каждому диаметру трубы соответствуют вполне определенные параметры транспортной системы (толщина стенки трубы, число насосных станций, рабочее давление и т.д.).

Капитальные затраты  К и эксплуатационные расходы Э зависят от диаметра трубопровода D. Поэтому возникает вопрос об отыскании оптимального диаметра трубопровода (оптимальный вариант трубопровода). По действующей в настоящее время методике оптимальный диаметр трубопровода определяют по минимуму приведенных расходов.

Для достижения экономически наиболее выгодного диаметра трубопровода по приведенным расходам необходимо произвести гидравлический расчет по нескольким вариантам. 

Заданные данные:

 

Расчет:

1. Зная годовую пропускную способность трубопровода G =3,0 млн. т/год определяем наружный диаметр трубопровода  

D_Hap = D_H2 = 377 мм.  

К нему добавляем  из таблицы№1 еще два ближайшие  по ГОСТу диаметра - больший D_Нз = 426мм и меньший - D_H1=325 мм. Дальнейший расчет осуществляется по трем стандартным диаметрам.

2. Для каждого  диаметра вычисляется толщина  стенки трубы по формуле

δ = n ρ D нар / 2 (n ρ + R₁), (мм), (1) 

где: δ - толщина стенки трубы, мм;

n - коэффициент надежности по нагрузке, п =1, 1;

D_Hap - наружный диаметр трубопровода, мм;

R₁ - нормативное сопротивление сжатию, МПа;

ρ - давление в трубопроводе, МПа. (необходимо подсчитать среднее арифметическое давление из таблицы №1)

Значение R₁ определяется из выражения:

R₁ = 0,7 σ_в, (МПа) (2) 

где: σ_в - предел прочности при сжатии, МПа.

Значения σ_в для различных видов трубных сталей приведены в таблице№2.Т. к у нас сталь марки 10Г2ФБ, то σ_в = 590 МПа. 

Следовательно, R₁ = 0,7*590 = 413 МПа. 

Теперь подсчитаем среднее арифметическое давление для  каждого диаметра:

ρ ₁ = 7,0

ρ ₂ = 5,9

ρ ₃ = 5,9

Отсюда, δ₁= 1,1*7,0*325/2 (1,1*7,0 + 143) = 9 мм

δ₂= 1,1*5,9*377/2 (1,1*5,9+143) = 9 мм

δ₃= 1,1*5,9*426/2 (1,1*5.9+143) = 10 мм 

3. Определяется внутренний  диаметр трубопровода по формуле: 

D_вн = D_Hap - 2 δ (3)

D_вн1 = 325-2*9 = 307 мм

D_вн2 = 377-2*9 = 359 мм

D_вн3 = 426-2*10 = 406 мм 

4. В соответствии  с расчетной пропускной способностью  производим выбор магистральных  нефтеперекачивающих насосов.

Тип насоса определяется по значению средней пропускной способности  в год в таблице №4. (Средняя пропускная способность - средняя арифметическая пропускная способность из таблицы №1)

Итак, средняя пропускная способность G₁ = 2,0 млн. т/год; G₂ = 2,8 млн. т/год; G₃ = 3,8 млн. т/год.

Отсюда, тип насоса 1 -НМ-250-475, 2 - НМ-360-460, 3 - НМ500-300.

5. Скорость движения  нефти в трубопроводе в зависимости  от диаметра трубопровода выбирается  по следующей таблице.

Рекомендуемые скорости движения нефти  в магистральных

трубопроводах

Для диаметра D_H1 = 325 мм, W₁ = 1,1 м/с;

Для диаметра D_H2 = 377 мм, W₂ = 1,1 м/с;

Для диаметра D_H3 = 426 мм, W₁ = 1,2 м/с;