Текст
ББК 39.71
Т 38
УДК 622.69 (075.8)
Авторы: Ф.Ф. Абузова, Р.А. Алиев, В.Ф. Новоселов, П.И. Тугунов,
А.М. Несговоров
Рецензенты: кафедра проектирования и эксплуатации нефтегазопро-
водов и хранилищ Тюменского индустриального института; канд. техн,
наук Ю.В. Крылов
Предприятие-спонсор - Государственный концерн "Роснефтепродукт”
Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа:
Т 38 Учеб, пособие для вузов/Ф.Ф. Абузова, Р.А. Алиев, В.Ф. Ново-
селов и др.; Под ред. В.Ф. Новоселова. - М.: Недра, 1992. -
320 с.: ил.
ISBN 5-247-03074-5
Изложены основы проектирования и расчета основных технологи-
ческих процессов транспорта и хранения нефти и газа. Описаны методы
перекачки нефти, газа и нефтепродуктов, а также способы их хранения.
Определены самый эффективный вид транспорта и способы регулирова-
ния режимов эксплуатации. Рассмотрены виды потерь нефти и нефте-
продуктов, а также методы и технические средства их сокращения.
Для студентов нефтегазовых специальностей вузов.
2503010500-288
043 (01)-92
344 - 92
ББК 39.71
ISBN 5-247-03074-5
© Коллектив авторов, 1992
РАЗДЕЛ ПЕРВЫЙ
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ - ВАЖНЕЙШАЯ ОТРАСЛЬ НЕФТЯНОЙ
И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СТРАНЫ
Глава 1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ТРАНСПОРТА
И ХРАНЕНИЯ НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ И ГАЗА
§ 1. История развития транспорта
и хранения нефти, нефтепродуктов и газа
Развитие транспорта и хранения нефти тесно связано с историей
нефтяной промышленности, а в нашей стране - с разработкой бакин-
ских нефтяных месторождений на Апшеронском полуострове.
Первые сведения о нефти уходят в глубь веков. Но вплоть до
XYII в. нефть черпали ведрами из колодцев, хранили в глиняных
сосудах и бурдюках и в них же транспортировали на верблюдах. В
XYII в. начинают возникать первые склады нефти. Нефть хранится в
земляных ямах - амбарах глубиной 4-5 м, устроенных в глинистых
грунтах, или в подземных каменных резервуарах, зацементирован-
ных особым цементом и перекрытых каменными сводчатыми крыша-
ми. Такой способ хранения применяли до второй половины XIX в.
Промышленную добычу нефти начали более ста лет назад. По
статистическим данным мировая добыча нефти в 1857 г. составила
примерно 320 м3. Эта нефть была в основном добыта в Румынии. В
России нефть начали добывать в 18ьЗ г. С развитием добычи нефти
старые способы транспортировки и хранения оказались непригодны-
ми. Поэтому уже в 1872 г. мастерскими Московско-Нижегородской
железной дороги были изготовлены первые железнодорожные нефте-
наливные цистерны. В 1873 г. появилась первая парусная шхуна
’’Александр” и речная баржа братьев Н.И. и Д.И. Артемьевых с отде-
лениями в трюме для перевозок нефти, а в 1878 г. был выстроен для
Каспийского моря первый в мире танкер - пароход ’’Зороастра”
грузоподъемностью 250 т. Тогда же были выстроены две первые сталь-
ные керосиновые баржи вместимостью 560 т каждая. В дальнейшем
впервые в мировой судостроительной практике отечественные инже-
неры создают танкер (’’Спаситель”, 1882 г.) с машинным отделением,
отнесенным на корму - прототип современных танкеров, двухвинто-
вой танкер ’’Ассан Дадашев” (1897 г.), самоходные баржи, оборудо-
ванные двигателями внутреннего сгорания, теплоходы ’’Вандал”
(1903 г.) и ’’Сармат” (1904 г.) и т.д. Большую роль в развитии отечест-
3
венного наливного флота сыграл выдающийся русский инженер
(позднее почетный академик) В.Г. Шухов, который впервые в мире
поставил вопросы строительства этого флота на научную основу.
Первый нефтепровод местного значения диаметром 50 мм был
сооружен в России в 1878 г. от промыслов Баку до нефтеперерабаты-
вающих заводов. В этот же период возникают впервые нефтебазы,
оборудованные резервуарными парками, трубопроводными сетями,
паровыми насосными установками и т.д.
Первый стальной резервуар был построен в 1878 г. по проекту В.Г.
Шухова.
Первый магистральный продуктопровод диаметром 203 мм, дли-
ной 883 км с 17 насосными станциями был Листроен в России в
1896-1906 гт. Это был самый крупный трубопровод в мире. Он был
предназначен для перекачки экспортного керосина из Баку в Батуми.
Инициатива сооружения этого трубопровода принадлежала
Д.И. Менделееву, который еще в 1877 г. доказывал необходимость и
целесообразность его сооружения. Этот керосинопровод выполнен по
проекту В.Г. Шухова.
В 1879- 1880 гг. но инициативе В.Г. Шухова в Москве, Туле, Ниж-
нем Новгороде и Баку были построены первые в мире горячие трубо-
проводы (для перекачки горячих нефтяных остатков).
В дореволюционное время на территории России было построено
всего 1147 км магистральных трубопроводов общей пропускной
способностью около 2,5 млн. т/год.
В 1918 г. декретом Совета Народных Комиссаров вся нефтяная
промышленность бывшей царской России была национализирована и
управление ею перешло в ведение государства. К этому времени неф-
тебазовое хозяйство было в значительной степени расхищено и унич-
тожено интервентами и находилось в состоянии полного развала. Из
1000 мелких нефтебаз эксплуатировалась только 91.
Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов в условиях социа-
листического хозяйства самым тесным образом связаны с экономи-
кой всей страны.
Сооружение каждого нефтепровода предусматривается единым
государственным планом.
До Великом Отечественной войны наши основные нефтяные
ресурсы сосредоточивались на Кавказе (Баку, Грозный, Майкоп). В
этих условиях перемещение основной массы нефтегрузов ложилось на
транспортные артерии Каспия, Волжского бассейна, Северного Кавказа
и Закавказья. К 1930 г. были построены магистральные нефтепроводы
Баку - Батуми (вторая нитка) длиной 8Й2 км, диаметром 273 мм с 13
насосными станциями и Грозный - Туапсе длиной 618 км с шестью
насосными станциями для разгрузки железных дорог Кавказа и
удешевления транспорта нефти к Черному морю.
4
До 1941 г. было построено еще несколько трубопроводов, в том
числе и первенец Второго Баку — нефтепровод Ишимбай — Уфа длиной
168 км, диаметром 300 мм (1936 г.).
К 1941 г. в промышленной эксплуатации находились магистраль-
ные нефтепроводы и продуктопроводы общей протяженностью около
4100 км с суммарной годовой пропускной способностью 7,9 млн. т,
максимальный диаметр составлял 300 мм. Насосные станции обору-
довали, как правило, плунжерными насосами.
До Великой Отечественной войны в связи с огромным совхозным
строительством и осуществлением развернутой программы коллек-
тивизации сельского хозяйства на базе механизации проводили
большую рабогу по реконструкции и расширению сети нефтебаз.
К настоящему времени в нашей стране эксплуатируется более
3000 нефтебаз, среди них такие крупные, как Новороссийская, Туап-
синская, Находкинская, Астраханская, Махачкалинская и др. В
стране действует около 3000 автозаправочных станций (АЗС).
За последние 20-30 лет были построены* магистральные трубопро-
воды больших диаметром (до 1200 мм) и значительной протяжен-
ности для подачи нефти месторождений Татарии, Тюменской области,
Башкирии на нефтеперерабатывающие заводы Урала, Сибири, а также
в центральные и западные районы нашей страны.
Развивается сеть нефтепроводов для перекачки нефти Западной
Сибири в западном, южном и восточном направлениях.
Выходы горючих газив на поверхность земли известны давно. Их
называли вечными, священными, неугасимыми огнями. Такие вечные
огни были известны на Кавказе еще за несколько тысяч лет до нашей
эры.
Факелы горящих газов на Апшеронском полуострове и на Дагес-
танском побережье Каспийского моря в начале нашей эры служили
маяками для моряков. Горящие газы служили предметом поклоне-
ния огнепоклонников.
Природный газ впервые начали добывать и использовать в Китае,
где более 1000 лет назад его транспортировали по бамбуковым трубо-
проводам к местам выпарки рассола для получения поваренной соли,
а также для варки пищи.
В 1825 г. в Фредонии (США) бып построен трубопровод небольшо-
го диаметра из свинца для подачи потребителям горючего газа. Пер-
вый крупный газопровод для подачи природного газа от промыслов на
севере штата Индиана до Чикаго протяженностью 195 км (двухниточ-
ный) и диаметром 200 мм был построен в 1981 г.
До революции в Москве, Петербурге и других городах сущест-
вовали газовые заводы, на которых вырабатывали газ для бытовых
целей из угля. Так к 1914 г. в Петербурге было газифицировано 3 тыс.
квартир наиболее богатых семей. Газ также использовали для осве-
щения улиц и вокзалов.
Нефтяной газ, добываемый вместе с нефтью, как промышленное и f
бытовое топливо начали использовать в Баку еще в 1880-1890 гг. По
трубопроводам в этом нефтяном районе поступал газ к котельным
установкам. Такое использование газа имело местный характер. *
Развитие газовой промышленности началось после открытия ^яда
крупных газовых месторождений в США, когда стало ясно, что добы-
ча газа дешевле его получения из угля. В связи с этим встал вопрос о
транспорте природного газа, добываемого на газовых месторожде-
ниях, в промышленные районы. Первые крупные магистральные
газопроводы были построены в США в 1928-1932 гг. для подачи газа из
месторождения Панхендл в Чикаго и Детройт (протяженностью 1570 и
1375 км). Затем вступил в строй крупный Теннессийский газопровод
длиной около 2000 км, по которому газ из месторождений Техаса
подавался в Западную Виргинию.
Газовая промышленность СССР - самая молодая отрасль топлив-
ной промышленности. В дореволюционной России природный газ не
добывался. После Великой Октябрьской социалистической революции
возросло использование нефтяного газа. Так, если до революции в
Баку использовали лишь 33 млн. м3 нефтяного газа, то в 1927-1928 гг.
было добыто и использовано в Баку и Грозном 270 млн. м3 газа. В
1940 г. добыча природного и нефтяного газа составила около
3220 млн. м3.
Первый магистральный газопровод длиной 69 км и диаметром
300 мм был построен в 1940-1941 гг. от газового месторождения
Дашава (УССР) до г. Львова. В годы Великой Отечественной войны был
построен газопровод Бугуруслан-Куйбышев (1943 г.) длиной 160 км и
диаметром 350 мм и начато строительство газопровода Саратов-Моск-
ва протяженностью 843 км и диаметром 320 мм (введен в эксплуата-
цию в 1947 г.)
В последующие годы были построены газопроводы Дашава- Киев-
Брянск-Москва, Ставрополь-Москва и др. После открытия Шебе-
линского месторождения газ по магистральным трубопроводам по-
дается во многие города Украины и других союзных республик. Газ из
месторождений Узбекистана и Туркмении по газопроводам Ьухара-
Урал и Средняя Азия-Центр транспортируется в крупные промышлен-
ные центры европейской части страны и Урала. Из открытых богатых
месторождений газа на севере Тюменской области и Коми АССР газ
направляется по газопроводам большою диаметра в районы Центра,
Северо-Запада страны для снабжения городов и промышленных
предприятий.
Особенность газовой промышленности - значительная неравно-
мерность газопотребления, влияющая на использование основных
фондов промыслов и магистральных газопроводов. Это приводит к
необходимости создания запасов газа вблизи центров потребления.
6
Для этой цели сооружают подземные хранилища газа в водонос-
ных пластах и в истощенных нефтяных и газовых месторождениях.
Первое подземное хранилище на базе истощенного газового
месторождения было сооружено в Онтарио (США) в 1915 г. В Советс-
ком Союзе первым является Башкатовское подземное газохранилище
на западе Оренбургской области, введенное в эксплуатацию в 1958 г.
Затем в 1959 г. было создано первое в СССР подземное хранилище газа
в водоносном пласте в районе г. Калуги. Предполагается расширить
подземные хранилища газа вблизи промышленных центров.
Темпы развития трубопроводного транспорта газа в нашей стране
очень высокие. Крупнейшим проектом ближайшего периода станет
программа освоения газовых ресурсов Ямала и строительство шести-
ниточкой газотранспортной системы диаметром 1420 мм в центральные
и запсдные районы страны.
Основными направлениями технического прогресса в области
транспорта и хранения нефти, нефтепродуктов и газа являются:
разработка системного подхода к развитию трубопроводной сети,
оптимизация потоков, обеспечение надежности функционирования
системы;
повышение рабочего давления в трубопроводах и улучшение
качества металла труб;
внедрение транспорта газа в охлажденном состоянии;
широкое применение для трубопроводов и резервуаров эффек-
тивной тепловой изоляции;
создание и внедрение надежных разделителей при последователь-
ной перекачке;
при транспорте вязких жидкостей применение поверхностно-
активных веществ, депрессаторов, термообработки, жидких или
I азовых разбавителей и т.д.;
совершенствование средств и способов реконструкции и капиталь-
ного ремонта трубопроводов и резервуаров;
совершенстование систем технического обслуживания и диагнос-
тики оборудования и трубопроводов;
повышение единичной мощности и коэффициента полезного
действия (к.п.д.) перекачивающих агрегатов (центробежных насосов,
нагнетателей и силовых приводов к ним);
развшие кольцевания систем магистральных трубопроводов и
создание Единой трубопроводной системы страны;
внедрение вычислительной техники и создание автоматизиро-
ванной системы управления;
повышение эффективности использования мощностей действую-
щих магистральных трубопроводов;
повышение надежности работы оборудования;
развитие сети подземного хранения нефти, нефтепродуктов и газа.
7
§ 2. Основные способы транспортировки нефти,
нефтепродуктов и газа
Нефть, нефтепродукты и газ доставляются трубопроводным,
железнодорожным, морским, речным и автомобильным транспортом.
Все эти виды транспорта имеют свои особенности. Они различают-
ся по степени развития и регионального размещения, по уровню
технической оснащенности и условиям эксплуатации, возможностя-
ми освоения различных грузопотоков по пропускной и провозной
способности на отдельных направлениях и участках, по техническим
параметрам и технико-экономическим показателям и другим данным.
Трубопроводный транспорт имеет следующие характерные тех-
нико-экономические особенности:
по магистральным трубопроводам доставляют нефть, нефтепро-
дукты и практически весь добываемый природный газ;
магистральные нефте- и нсф’епродуктопроводы связывают все
нефтедобывающие, нефтеперерабатывающие и нефтепотребляющие
центры, осуществляя широкие транспортно-экономические операции с
различными группами нефтяных грузов;
магистральные трубопроводы позволяют обеспечить возможность
подачи практически неограниченного потока нефти, автобензинов,
дизельных и реактивных топлив в любом направлении;
по магистральным трубопроводам можно осущесгвлять последо-
вательную перекачку нефти разных сортов или нефтепродуктов
различных видов, а также разных газов;
работа магистральных трубопроводов непрерывна, планомерна в
течение года, месяца, суток и не зависит от климатических, природ-
ных, географических и других условий, что гарантирует бесперебой-
ное обеспечение потребителей;
трубопровод может быть проложен практически во всех районах
СССР, направления к, в любых инженерно-геологических, топографи-
ческих и климатических условиях;
трасса трубопровода - это кратчайший путь между начальным и
конечным пунктами следования и может быть значительно короче,
чем трассы других видов транспорта;
сооружение трубопроводов проводят в сравнительно непродол-
жительные сроки, что обеспечивает быстрое освоение нефтяных и
газовых месторождений, мощности нефтеперекачивающих заводов
(НПЗ);
на магистральных трубопроводах может быть обеспечено приме-
нение частично или полностью автоматизированных систем управле-
ния технологическими процессами (АСУ ТП) перекачки нефти, нефте-
продуктов и газа;
в условиях развитой единой трубопроводной системы магис тра л ь-
8
ные трубопроводы располагают широкими возможностями для взаи-
модействия с другими видами транспорта по совместной доставке
нефти, нефтепродуктов и углеводородного сырья;
трубопроводный транспорт имеет лучшие технико-экономические
показатели по сравнению с другими видами транспорта нефтяных
грузов, а для транспорта природного газа, находящегося в газообраз-
ном состоянии, является единственно возможным.
Возможность значительной автоматизации и телемеханизации,
внедрение систем автоматизированного управления технологичес-
кими процессами способствуют поддержанию оптимальных режимов
эксплуатации трубопроводных систем, сокращению расхода электро-
энергии, а также потерь нефти, нефтепродуктов и газа при перекачке,
сокращению численности обслуживающего персонала.
К недостаткам трубопроводного транспорта следует отнести
большой расход металла и ’’жесткость” трассы перевозок, т.е. невоз-
можность изменения направления перевозок нефтй, нефтепродуктов
или газа после постройки трубопровода.
Железнодорожный транспорт имеет следующие технико-экономи-
ческие особенности:
универсальность, обеспечение перевозок всевозможных грузов,
включая нефтяные грузы всех видов, в том числе и сжиженные нефт я-
ные газы (п цистернах или легкой таре);
осуществление связей межда большей частью пунктов производ-
ства и потребления нефти и нефтепродуктов с помощью подвижного
состава и непрерывной разветвленной сети магистральных и подъезд-
ных железнодорожных путей;
возможность сооружения железных дорог практически на любой
сухопутной территории страны и обеспечение устойчивых связей
между районами;
высокая провозная и пропускная способность, особенно специали-
зированных железных дорог;
возможность бесперебойного и равномерного осуществления
перевозок нефтяных грузов во все времена года и периоды суток;
српЕ нительно высокая скорость движения и относительно быстрые
сроки доставки грузов, т.е. возможность перевозки грузов не только в
массовом количестве, но и доставка их на значительные расстояния и
в короткие сроки;
перевозки нефтяных грузов по кратчайшему пути в сравнении с
речным и морским путями.
Наряду с положительными факторами железнодорожный тран-
спорт имеет ряд существенных недостатков. Во-первых, строительст-
во железных дорог требует больших капиталовложений. Во-вторых,
невозможность полного использования специализироьанных вагоноь-
цистерн (из-за порожних пробегов). В-третьих, ограниченность провоз-
9
ной способности одного нефтеналивною маршрута, что требует боль-
шого количества локомотивов (тепловозов и электровозов). В-чет-
вертых, необходимость создания наливных станций в пунктах отгруз-
ки и приема нефти, нефтепродуктов или сжиженного газа со значи-
тельным количеством подъездных путей. В-пятых, значительные
потери нефти и нефтепродуктов при проведении перевалочных опе-
раций и транспортировке. И наконец, это самый металлоемкий вид
транспорта.
Морской транспорт по сравнению с другими видами транспор-
та, в частности с железнодорожным, обладает рядом следующих
технико-экономических особенностей, определяющих в отдельных
случаях его преимущество:
обеспечение массовых межконтинентальных транспортно-эконо-
мических связей, экспортно-импортных перевозок между государст-
вами (в том числе по нефти и нефтепродуктам);
использование естественных водных путей, что не требует затрат
по их сооружению или поддержанию в эксплуатационном состоянии
(кроме каналов) и сравнительно небольшие капиталовложения;
неограниченная линейная провозная или пропускная способность
естественных водных путей перевозки нефтегрузов (ограничение
провозной способности определяется в этом случае лишь пропускной
способностью морских портив и нефтебазового хозяйства, грузоподъ-
емностью и другими показателями подвижных средств флота);
незначительный расход топлива и затрат энергии, так как морские
пути горизонтальны, не связаны с рельефом местности, и поэтому не
требуют затрат энергии на преодоление силы тяжести, которая возни-
кает, например, на железных дорогах;
более низкая, чем на других видах транспорта, себестоимость
перевозок на большие расстояния.
К недостаткам морского транспорта нефтегрузов относятся:
зависимость его работы от природно-климатических, естественно-
географических и навигационных условий;
необходимость значительных затрат на доставку нефтегрузов в
порты отгрузки и последующего их продвижения от портов прибытия
до потребителя другими видами транспорта, осуществление допол-
нительных погрузочно-разгрузочных операций;
создание береговых морских перевалочных нефтебаз и портов для
перевалки нефтей и нефтепродуктов, а также для создания их запасов
с учетом возможной неравномерности работы морского транспорта в
течение года.
Речной транспорт является важным звеном единой транспортной
системы страны, которому присущи следующие технико-экономичес-
кие особенности:
использование его для доставки нефтяных грузов потребителям
как внутри страны, так и за ее пределами;
Ю
осуществление перевозок нефти и нефтепродуктов не только по
рекам,* но и по морям (смешанные перевозки);
большая пропускная способность естественно сложившихся
речных путей, особенно глубоководных рек;
отсутствие необходимости создания специальных дорогостоящих
линейных сооружений, и, как следствие, сравнительно меньшие
Kai шта льные вложения;
определение провозной способности речного флота производи*
тельностью нефтеналивного флота и пропускной способностью при-
чального и берегового нефтебазового хозяйства.
К существенным недостаткам речного транспорта следует отнести:
зависимость его работы от естественно-географических и природ-
но-климатических условий и, как следствие, возможность перевозок
нефтегрузов только в течение навигационного периода;
необходимость создания значительных межнавигационных запа-
сов нефтепродуктов в местах их производства и потребления;
извилистость пути, а следовательно, и судового хода, ступенча-
тость глубин на всем его протяжении, особенно на сибирских реках,
что в ряде случаев препятствует прохождению судов большой грузо-
подъемности по всему судоходному участку реки, и, как следствие,
ограниченность единичной мощности судов;
ограничение в использовании подвижного состава, связанное с
сезонностью работы (продолжительность навигационного периода для
южных рек 240-27U дней, для северных 120-150 дней);
удлинение маршрутов следования нефтегрузов;
небольшая по сравнению с другими видами транспорта скорость
перевозки;
необходимость создания специального причального нефтебазо-
вого хозяйства для осуществления приема и отгрузки нефтепро-
дуктов.
Автомобильный транспорт обладает рядом технико-экономичес-
ких особенностей, обусловливающих его интенсивное развитие и ши-
рокое использование во всех отраслях народного хозяйства, в том чис-
ле и доставку нефтепродуктов;
осуществление доставки нефтепродуктов или сжиженного газа от
нефтебаз и наливных станций непосредственно потребителям;
доставка с высокой скоростью сравнительно небольших объемов
нефти рузов на различные расстояния;
большие маневренность, мобильность, подвижность, проходи-
мость, обеспечивающие планомерную доставку нефтепродуктов
потребителям практически в любое время;
наиболее экономичное использование на коротких расстояниях,
например, при организации самовывоза нефтепродуктов, т.е. когда
потребитель сам вывозит нефтепродукты с нефтебазы.
11
к
К недостаткам автомобильного транспорта следует отнести:
высокие затраты, связанные с эксплуатацией;
низкая провозная способность автомобильных цистерн;
наличие порожних пробегов автоцистерн и, как следствие, низкая
загрузка подвижного состава;
значительный расход нефтепродуктов на собственные нужды;
зависимость от наличия и технического состояния автомобильных
дорог, их разветвленности на территории обслуживания.
При выборе того или иного вида транспорта (трубопроводный,
железнодорожный, водный и др.) и их взаимодействия в условиях
развитой единой транспортной системы необходимо принимать во
внимание не только указанные технико-экономические особенности,
но и достигнутый уровень развития, технико-экономические показа*
тели, сферы наиболее экономичного применения транспорта этих
видов, региональные oco6ei нос ги и др.
§ 3. Экономика транспорта различных видов
По данным Института комплексных транспортных проблем и
ГипрструЬопровода средняя себестоимость перевозок S, выраженная в
копейках за тонно-километр, характеризуется следующими значе-
ниями:
Трубопроводный трснепорт.................................. 0,12
Железнодорожный транспорт............................ и,33
Водный транспорт:
по рекам.................................................. 0,17
по морю................................................. 0,12
Из этих данных следует, что трубопроводный транспорт значи-
тельно экономичнее речного и железнодорожного. Морской транспорт
для территории СССР обычно не учитывают при выборе наивыгсдней-
mei о вида транспорта.
В настоящее время значительная часть сырой нефти доставляется
на нефтеперабатывающие заводы по магистральным нефтепроводам.
К 1995 г. более 96 % всей добываемой нефти будет перекачиваться по
трубопроводам. Железнодорожный транспорт пока еще широко при-
меняют для перевозки нефтепродуктов.
Эксплуатационные расходы (в руб/год) транспорта различных
видов
3xSGLt (1.1)
где 5 - себестоимость перевозок; G - годовое количество транспорти-
руемого нефтегруза; L - длина пути.
12
При проектировании новою грузопотока следует иметь в виду, что
длина пути при железнодорожном, водном и трубопроводном транс-
порте не одинакова. Наикратчаиший путь - трубопроводная магист-
раль, наиболее длинный - речной путь.
Перспективную себестоимость перевозки, учитывающую развитие
и совершенствование данной отрасли, выбирают по данным Института
комплексных транспортных проблем или по данным соответствующих
ведомств.
Капиталовложения К (в руб.) для транспорта различных видов
определяются следующим образом:
а) для трубопроводного транспорта
Ктр-Кн+Кпо (1.2)
где Ктр - капиталовложения при сооружении трубопровода; Кл -
капиталовложения в линейную часть,
Кл-CLtp» (1.3)
здесь С - удельные капиталовложения на 1 км (даны в нормах техно-
ло1ического проектирования и технико-экономических показателях
магистральных трубопроводов для нефти и нефтепродуктов
(ВНТП 2-86); Ljp - длина трубопровода; Кга - капиталовложения в
перекачивающие станции,
Кпс = пСпс, (1-4)
где п - число перекачивающих станций, которое определяют при
технологическом расчете трубопровода или оценивают ориентировоч-
но из условия, что на 100-150 км приходится одна перекачивающая
гзнция; Cue ~ капиталовложения в одну перекачивающую станцию
(даны в ВНТП 2-86);
б) для железнодорожного транспорта следует иметь в виду, что
при экономическом сравнении достаточно рассчитать только допол-
нительные затраты на расширение парка вагонов-цистерн, тепловозов
и электровозов. Если же пропускная способность железной дороги не
позволяет принять дополнительный поток нефтегрузов, то железно-
дорожный транспорт из сопоставительных расчетов изымают. Капи-
таловложения в железнодорожный транспорт
Кжл^Сг + ПСц, (1.5)
где Сг - стоимость одного электровоза (Q = 0,08 + 0,15 млн. руб.);
Сц - стоимость одной цистерны (Сц в 4,55 тыс. руб. грузоподъемностью
50 т); Z - число электровозов (тепловозов),
Z-U/Um, (1.6)
13
здесь Ц - потребное число вагонов-цистерн; - число цистерн в
маршруте.
lIeG/qpnu, (1.7)
где G - заданное количество транспортируемого продукта; црпц -
грузопоток, перевозимый одной цистерной за год; q - вместимость
одной цистерны; Р - плотность транспортируемой нефти; Пц - число
оборотов цистерны за год,
пц = 365/тпогаь (1.8)
здесь тполн ” полное время оборота одной цистерны.
^ПОПН “ (2^ДВ + ^Пв) ^ЖД " 1^1 + ^пв!ижд> (1-5)
\ 'жд /
где тдв - время нахождения цистерны в пути (включая простои на
станциях, разъездах и пунктах сортировки),
тдв = ^жг/^жд, (1.10)
здесь £жд - расстояние перевозки по железной дороге; /Жд - средне-
суточный пробег цистерны (/жд 200 +25С км/сут); тта - время погруз-
ки и выгрузки; 'Млщ - коэффициент неравномерности работы желез-
нодорожного транспорта, у читывающий возможные задержки цистерн
в пути из-за заносов и других непредвиденных обстоятельств (хжд > 1);
в) для водного транспорта
Кв»Кбр + Кб + Кр, (1.11)
где Кв - капиталовложения в водный транспорт, не учитывающие
расходов на расширение или строительство новых портов, причалов,
ремонтных доков, мастерских, пунктов пропарки и зачистки и пр.;
Кбр, Kg, Кр - капиталовложения в сооружение соответственно барж,
буксир©! и потребной береговой емкости,
КбР-СбрГ, (1.12)
где Срр - стоимость единицы грузоподъемности баржи (танкера) (Сбр
35 + 45 руб/т); Г - общая грузоподъемность всех барж, потребных для
заданного грузопотока,
Г-С/пбр, (1.13)
здесь Пбр - число рейсов (оборотов) в год одной баржи,
пбр г *н/тполн» (1*14)
где тн - продолжительность навигационного периода; тполн _ полное
14
Таблица 1.1
Реке Против течения По течению
р. Вола (г. Рыбинск, Астрахань) 105 220
р. Кама (г. Пермь, Уфа 105 220
Канал им., Москвы 100 100
р. Днепр (г. Херсон, Киев) 90 130
р. .Амур (г. Хабаровск, Николаев) 95 190
время оборота одной баржи,
ТПОЛН = / 1 1 \ Zzji 1 ' I 1 / 1 / «в, (1.15)
1 2
здесь li, 1а - суточный ход каравана барж (танкеров) соответственно
вверх и вниз пи течению; тпв - время погрузки и выгрузки судов;
хв - коэффициент неравномерности работы водного транспорта,
обусловленный задержками подачи порожних барж под погрузку,
прихода буксиров за налитыми и порожними баржами, задержкой на
перекатах, при шлюзовании и т.д. (мв > 1).
Скорость движения нефтяных несамоходных барж приведена в
табл. 1.1. Для самоходных судов средняя скорость движения может
быть принята равной 350 км/сут.
Если баржи несамоходные и, следовательно, нуждаются в букси-
ровке, то стоимость всех новых буксиров
Кб-ОЛб. (1.16)
где Се - стоимость единицы мощности буксира (Сб -
-1,8 + 2,6 тыс. руб/кВт}; - мощность всех буксиров,
Л^бвРбГ,
здесь ₽б ~ мощность для буксировки единицы груза
-0,06 + 0,12 кВт/т).
Теоретически необходимый объем всех резервуаров
2g 365 - i
v р 365ф ’
где ф - коэффициент заполнения емкости (ф - 0,95 + 0,97).
Капиталовложения на сооружение потребной емкости
Kp-CpVo,
где Ср - стоимость единицы объема (Ср а 4 +10 руб/м3); Vo - суммар-
ный практический (гостовский) объем всех резервуаров (Vo V). .«
(1-17)
(Рб =
(1.18)
(1.19)
§ 4. Выбор наивыгоднсишего способа транспорта
Заданный грузопоток нефти и нефтепродуктов между двумя
пунктами может быть осуществлен транспортом различных видов.
Поэтому возникает вопрос о выборе наивыгоднейшего способа транс-
порта. Предпочтение тому или иному способу отдают исходя из мини-
мума приведенных затрат.
В общем виде приведенные расходы Р (в руб/год) выражаются
формулой
Р = Э + ЕК, (1.20)
где Э - эксплуатационные расходы, определяемые по формуле (1.1);
К - капиталовложения, определяемые для соответствующего вида
транспорта по формулам § 3; Е - нормативный коэффициент капиталь-
ных вложений (для нефтегазовой промышленности Е = 0,12 Ъ'год.),
Е = 1/Т, (1.21)
где Т - нормативный срок окупаемости (для нефтегазовой промыш-
ленности Т = 8,3 года).
Сведения по установленным Е и Т приводятся в ВНТП 2-86 и
соответствующей экономической литературе.
При выборе способа транспорта в зависимости от наличия водных
и железнодорожных путей на всем протяжении между пунктами
рас сматривают комбинированные варианты способов транспорта
(например, видного с железнодорожным).
Контрольные вопросы
1. Основные направления технического прогресса в области транспорта и
хранения нефти, нефтепродуктов и газа.
2. Преимущества и недостатки различных видов транспорта.
3. Как определить наивыгпдкейший способ транспорта нефти или нефте-
продукта?
Глава 2. HEKOTI >РЫЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОЕКТИРОВАНИИ
ТРУБОП1 СВОДОВ И НЕФТЕБАЗ
§ 5. Порядок проектирования трубопроводов и нефтебаз
Необходимость строительства трубопроводов выявляют в процес-
се разработки государственных планов развития нефгяной и газовой
промышленности, планов снабжения нефтепродуктами и газом про-
мышленности и сельского хозяйства, городов и сел.
В разработке контрольных цифр принимают участие Госплан СССР
и Госпланы союзных республик, министерства нефтяной и газовой
промышленности и госкомнефтепродукты союзных республик.
16
Решение о проектировании конкретного магистрального трубопро-
вода принимает кабинет Министров СССР по представлению Госпла-
на СССР после согласования с Министерством финансов СССР и други-
ми заинтересованными организациями. На основании этого решения
соответствующее министерство (ведомс-во, главк) выдает задание на
проектирование. Его составляет заказчик проекта вместе с головным
проектным институтом в соответствии с перспективным планом раз-
вития народного хозяйства на основании технико-экономических
обосновании (ТЭО) целесообразности намечаемого строительства. В
задании указывают следующие основные данные: наименование и
назначение трубопровода, годовая пропускная способность первой
очереди строительства и перспективы увеличения пропускной способ-
ности, направление трубопровода (начальный, конечный и промежу-
точные пункты), характеристики нефти, нефтепродукта или газа,
необходимые запасы (нефти, нефтепродуктов, газа) на головных
станциях, на конечном пункте и в пунктах сброса, сроки начала и
окончания строительства, а также представления технической доку-
ментации по стадиям проектирования, источники обеспечения пере-
качивающих станций водой, теплом, энергией, условия по очистке и
сбросу сточных иод, основное технологические оборудование, ориен-
тировочный размер капитальных вложений, наименование генераль-
ного проектировщика и генерального подрядчика.
Кроме того, в задании на проектирование иногда дают основные
технические требования, которые предъявляют к трубопроводу в
целом и к отдельным его сооружениям (диаметр трубопровода, тип
оборудования и др.).
Задание на проектирование нефтебаз содержи! основные для
проектирования данные о пункте строительства и районе тяготения
потребителей нефтепродуктов к проектируемой базе, номенклатуре
нефтепродуктов и объеме годовой их реализации, объеме резервуар-
ного парка и видах резервуаров, основных поставщиках нефтепро-
дуктов, основных источниках обеспечения нефтебазы водой, теплом,
газом и электроэнергией, способах сточных вод, основном оборудо-
вании нефтебазы, необходимости разработки автоматизированных
систем управления, сроках строи гельствз, намечаемых капиталь-
ных вложениях, стадийности проектирования.
Задание на проектирование газохранилищ, кроме общих данных,
включаемых в задание на проектирование промышленных предприя-
тий, содержит данные об объеме газохранилищ, характеристике
пластов, в которых будет создано газохранилище, режиме работы
газохранилищ в течение года, основном оборудовании компрессор-
ного цеха и др.
Во всех случаях в задании на проектирование должны предус-
матриваться )бъектн жилищно-бытового назначения (дома, школы,
детсады, магазины и др.).
17
Задание на проектирование является ос ног ним исходным доку-
ментом при изыскании и проектировании трубопровода. Требования,
изложенные в задании, должны получить отражение в проекте.
Проектирующая организация, принимая задание как основной
обязательный для нее документ, должна еще раз тщательно изучить
все исходные данные и дополнительные требования. Отклонения от
задания должны быть обоснованы технико-экономическими расче-
тами и согласованы с организацией, выдавшей задание.
Проектирование промышленных предприятий ведут с использо-
ванием средств автоматизированного проектирования, как правило,
по двум стадиям: проект и рабочая документация.
Проект разрабатывают на основании утвержденного задания на
проектирование, ТЭО и решения Кабинет Министров СССР о строитель-
стве.
В проекте разрабатывают основные технические решения, обеспе-
чивающие строительство в установленные сроки, эффективное ис-
пользование материальных и трудовых ресурсов, определяют общую
сметную стоимость строительства и основные технико-экономические
показатели проектируемого объекта.
Проект содержит следующие виды работ:
1) технические и экономические изыскания по различным вариан-
там трассы, получение данных для проектирования и выдача реко-
мендаций для выбора оптимального направления трубопровода;
2) изучение геологических запасов нефти или газа, обеспечиваю-
щих длительный срок эксплуатации трубопровода (не менее 20- 25 лет)
3) разработка технологической части проекта, включая гидрав-
лические и тепловые расчеты трубопровода;
4) выбор площадок для насосных или компрессорных станций и
нефтебаз, наивыюднейшего диаметра и пропускной способности
трубопровода, производственных связей с прочими предприятиями
нефтяной и газовой промышленности. Решение вопросов жилищного
строительства, снабжения станций водой, энергией, топливом, смаз-
кой, согласование этих решений со снабжающими организациями, а
также с местными Советами народных депутатов;
5) разработка пиана строительства и календарных сроков готов-
ности отдельных основных объектов, подсчет объемов основных
строительных и монтажных работ, разработка стройгенплана с разме-
щением на нем временных сооружений (подсобных предприятий,
складов стройматериалов, временных дорог и пр.);
6) составление калькуляции себестоимости перекачки нефти,
нефтепродукта или газа по трубопроводу;
7) определение стоимости всего строительства и его важнейших
объектов,! выявление требований к другим отраслям народного
хозяйства, связанным со строительством и эксплуатацией проектиру-
емого трубопровода.
18
Проект должен быть разработан со степенью полноты, позволяю-
щей заказывать основное и вспомогательное (энергетическое, транс-
портное, санитарно-техническое) оборудование и стандартные элемен-
ты зданий.
Проектирование следует выполнять с максимальным использо-
ванием новых технических решений, обеспечивающих повышение
заводской готовности для строительства, сокращение расхода метал-
ла, материалов, энергетических и трудовых затрат, а также сокраще-
ние применения ручного труда и улучшение условий охраны труда.
При проектировании необходимо использовать типовые проекты, а
также имеющиеся экономические решения по аналогичным объектам.
Общая сметная стоимость строительства определяется сводной
сметой, которую составляют на основании сметно-финансовых расче-
тов на отдельные объекты.
Номенклатура сметы.
Часть I
Глава 1. Подготовка территории строительства: а) отвод земель под
трубопровод, нефтебазу, компрессорные и насосные станции (снос
строений, расходы на переселение, на возмещение затрат по порче
посевов и др.); б) расчистка трассы и площадок (рубка леса и кустов,
корчевка пней, осушка болот и т.д.); в) дорожные работы.
Глава 2. Основные объекты строительства: а) линейные работы по
укладке трубопровода (земляные работы, приобретение труб и фитин-
гов и их доставка с завода на трассу, сварка трубопровода, противо-
коррозионная изоляция, укладка груб в траншею, засыпка трубопро-
вода); б) искусственные сооружения (переходы через реки и болота),
пересечение железнодорожных путей, автомобильных и шоссейных
дорог (мосты и эстакады); в) насосные и компрессорные станции
(здания, приобретение перекачивающих ai регатов, доставка и монтаж,
резервуары, внугристанционные трубопроводные коммуникации).
Глава 3. Объекты подсобного и обслуживающего назначения
(контора, мастерская, пожарное депо, лаборатории), объекты жилищ-
но-бытового назначения.
Глава 4. Объекты энергетического хозяйства (электрогенераторы,
трансформаторные киоски, котельные, градирни, теплообменники и
т.д.).
Глава 5. Объекты транспортного хозяйства и связи (гаражи, телег-
рафно-телефонная связь).
Глава 6. Наружные сети и сооружения водоснабжения, канализа-
ции, нефтеловушки, теплофикация, газификация.
Глава 7. Благоустройство и озеленение площадки нефтебаз, насос-
ных и компрессорных станций.
Глава 8. Временные здания и сооружения.
Глава 9. Прочие работы и затраты.
19
Часть IL
Глава 10. Содержание дирекции строящегося предприятия, вклю-
чая технический надзор.
Глава И. Расходы на подготовку эксплуатационных кадров.
Глава 12. Проектно-изыскательные работы.
Часа HL
В конце сметы указывают расходы на непредвиденные работы.
Регламентирует эти расходы вышестоящая организация.
Для рассмотрения технологической части проекта Госстрой СССР в
необходимых случаях привлекает экспертов-специалистов.
После утверждения технического проекта проектная организация
приступает к составлению рабочих чертежей, заказчик размещает
заказы на оборудование и материалы, а также заключает договоры со
строительными организациями на производство работ.
На стадии рабочих чертежей проводят уточнения и детализацию
предусмотренных техническим проектом решении в той степени, в
которой это необходимо для производства.строительно-монтажных
работ.
§ 6. Изыскания трасс магистралз >ньйс трубопроводов
и площадок нефтебаз, насосных и коылрессорных станции
Изыскания и рекогносцировки служат для сбора и уточнения
исходных данных, необходимых для проектирования трубопровода
или нефтебазы, а также для увязки различных вопросов строительства
с центральными и мест hi тми организациями (отвод земель).
При выборе грассы трубопровода из экономических соображений,
как правило, желательно прокладывать трубопровод по трассе, приб-
лижающейся к воздушной прямой, соединяющей пункты отправления
и назначения. Но практически приходится делать отступления в
следующих случаях: если воздушная прямая проходит через преграды
(реки, озера, болота), высокие горы и населенные пункты, в то время
как при незначительном отклонении от прямой трассы минует эти
преграды; при особых требованиях различных организаций при пере-
сечении их владений трассой трубопровода.
В процессе изысканий используют карты крупного масштаба.
Качественное решение проблемы выбора оптимальной трассы
невозможно без широкого применений современных средств вычисли-
тельной техники. Использование ЭВМ при выборе трассы магистраль-
ного трубопровода позволяет существенно сократить сроки проекти-
рования и выбрать наиболее экономичную трассу.
При окончательных изысканиях уточняют план, ситуацию и про-
20
дольный профиль трассы будущего трубопровода по утвержденному
варианту.
Для составления проекта трубопровода необходимо иметь про-
дольный вертикальный профиль по оси трассы трубопровода и планы
земельных участков, отводимых под насосные и компрессорные
станции. Первую задачу решают в основном методами вертикальной
геодезической съемки (нивелированием;, а вторая требует примене-
ния комплекса вертикальных и горизонтальных съемок.
В итоге работ изыскателями дслжен быть представлен обработан-
ный материал, содержащий:
1) нивелирные черные отметки земли по всем пикетам (т.е. через
каждые 100 м трассы) и по всем плюсам, устанавливаемым в местах
горизонтального и вертикального изломов оси трассы, отметки до и
после всех пересечений рек, болот, крупных балок, железных и шос-
сейных дорог и перемене ситуации и т.д. Все эти данные заносят в
журнал, форму которого разрабатывает проектная организация;
2) уточненную ситуацию в полосе fpaccfc шириной 200 м по всем
пикетам и плюсам. Эти данные приводят в виде схематических карт-
чертежей. Гасстояния до ближайших населенных пунктов, станций
железных дорог указывают на ситуационном плане как по воздушной
прямой от оси трассы, так и по проселочным и грунтовым дорогам.
Одновременно на железнодорожных станциях определяют воз-
можность устройства прирельсовых складов;
3) планы площадок будущих нефтебаз, насосных и компрессор-
ных станций в горизонталях. Под каждую станцию выбирают площад-
ку для размещения всех ее объектов (здание станции, резервуары и
др.) при соблюдении противопожарных разрывов, установленных
Государственными стандартами.
Практика строительств, i нефтепроводов в СССР позволяет опре-
делить средние размеры площадок головных перекачивающих станций
около 20 га, а для промежуточных станций 5-10 га. Площадки под
сооружения следует выбирать такими, чтобы не требовалось значи-
тельных затрат на планировочные работы и чтобы они не оказыва-
лись в затопляемых, оползневых или сейсмических районах.
Данные, перечисленные в пунктах 1 и 2 служат для построения
продольного профиля трубопровода. При этом сначала необходимо
подобрать наиболее рациональные месштабы для длин и высот (гео-
дезические отметки). Так, для длины можно рекомендовать масштабы
от 1:1000000 до 1:200000. При таких масштабах трубопровод длиной
1000 км на чертеже будет отрезком длиной 1-5 м. Этот масштаб нера-
ционально применять для высот, так как при этом самая высокая гора
изобразится отрезком »-40 мм. Наиболее удобно для высот пользо-
ваться масштабом от 1:10000 до 1:2000.
Сокращенный продольный профиль трассы трубопровода приве-
ден на рис. 2.1. 21
Рис. 2.1. Сокращ( ы ьь профиль трассы труоопровода
По трассе трубопровода и на площадках, отводимых для строи-
тельства нефтебаз, насосных и компрессорных станций, необходимы
дынные о физико-механических свойствах грунтов с разбивкой их
по категориям и группам. Одновременно ведут гидрогеологические
изыскания для выявления естественной влажности грунтов и уровней
грунтовых и паводковых вод по трассе.
На площадках нефтебаз и перекачивающих станций, помимо этого,
определяют мощности водоносных горизонтов и устанавливают
предельно допустимые нагрузки на грунт и глубины заложения фун-
даментов под сооружения различных классов.
Для гидравлического расчета трубопровода нужны данные о
температурном режиме почвы на глубине укладки трубы, для состав-
ления проекта организации работ и расчета охлаждения воды необ-
ходимо знать колебания температуры воздуха.
В процессе изыскания также устанавливают возможность полу-
чения электроэнергии, возможности водоснабжения, обеспечения
местными строительными материалами, рабочей силой и пр.
Трассой трубопровода называют линию, разбитую на местности и
определяющую положение оси трубопровода. Эта линия, нанесенная
на план местности, называется планом грассы. Вертикальный разрез
земной поверхности вдоль трассы называется профилем трассы.
Поскольку при нивелировании измеряют отметки (высоты) не всех
пунктов грассы (как правило, измеряют высоты точек, расположен-
ных с интервалом 100 м), то линия графического профиля трассы имеет
вид ломаной линии.
Как ранее упоминалось, горизонтальный и вертикальный масш-
табы профиля принимают разными. Длину линии, измеренной на
местности, откладывают в горизонтальном масштабе на графическом
22
I
профиле по горизонтали, а превышения откладывают в вертикальном
масштабе по вертикали. Поэтому для определения по профилю рас-
стояния между двумя пунктами трассы на местности надо измерить на
профиле расстояние между ними по горизонтали и, пользуясь коэффи-
циентом горизонтального масштаба, вычислить истинное расстояние
между пунктами
Контрольные вопросы
1. Содержание задания на проектирование; порядок его подготовки и выдачи?
2. Стадии проектирования, содержание проекта, структура сметы.
3. Задачи изысканий трассы и площадок под объекты.
4. Принципы построения сокращенною профиля трассы трубопровода.
Глава 3. ФИЗИКО-ТЕХНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ,
ФТЕПРОД1К ГОВ И ГАЗА
§ 7. Физикотехнические свойства нефтей и нефтепродуктов
Физико-технические свойства нефтей и нефтепродуктов в значи-
тельной степени определяют технику их транспорта и хранения, а
также операции, проводимые с ними.
Плотность нефти и нефтепродуктов в сфере транспорта и хране-
ния гыражают как в относительных единицах, так и в абсолютных.
Относительная плотность нефтей и. нефтепродуктов колеблется от 0 7
до 1,07. Относительная плотность это отношение плотностей нефти и
воды при одинаковых условиях.
Плотность Р, выраженную в абсолютных единицах при температу-
ре Г, можно определить по формуле
Р=Р29з-^(Т- 293), (3.1)
где Р, Р29з ~ плотность жидкости соответственно при температуре Т и
293К; £ - температурная поправка к плотности (определяется по
справочным данным).
Вязкость v нефтей и нефтепродуктов в значительной степени
зависит от температуры, уменьшаясь с увеличением последней. При
расчетах необходимо иметь вязкостно-температурную кривую (рис.
3.1), полученную на основании лабораторных исследований. При
отсутствии такого графика вязкость при нужной температуре можно
найти по эмпирическим формулам:
Вальтера (ASTM)
lglg(v + 0,8) = <H MgT; (3.2)
23
Рейнольдса- Филонова
v е*"° 0-3)
Фогеля- Фульчера- Таммсна
v = v j ехр (--- ); @.4)
\ t-в /
Фролова
v»vaexp — L (3.5)
\ I + с3г /
где v - коэффициент кинематической вязкости при температуре Т;
v* - коэффициент кинематической вязкости при температуре t*.
Значения а, Ъ, и, vb Ьъ в, и, Ь2. определяют из приведенных
формул, если известны вязкости при двух температурах. Наиболее
точной является формула Вальтера (ASTAf), но она очень сложна,
поэтому во всех аналитических выводах в дальнейшем используют
одну из формул (3.3) - (3.5).
Вязкость некоторых нефтей и нефтепродуктов при температурах
окружающего воздуха настолько велика, что для производства опе-
раций с ними необходимо их нагревать.
Для тепловых расчетов, связанных с процессами подогрева, кроме
вязкости, необходимо знать коэффициент теплопроводности А и
удельную теплоемкость ср.
Коэффициент теплопроводности Л (в вт/(м*К) определяют по
формуле
156,6
А. ----(1 - 0,00047 73, (3.6)
ро
где Ро - плотность нефти (нефтепродукта) при температуре 293 К; Г -
температура нефти (нефтепродукта). Формула справедлива для интер-
вала температур 273-475 К с точностью 10 %.
24
Удельную теплоемкость ср нефтей и нефтепродуктов при расчетах
процессов при транспорте и хранении берут при постоянном давлении.
Она изменяется от 1,16 до 2,5 кДж/(кг-К). Поэтому при ориентировоч-
ных расчетах выбирают ее среднее ср • 2 кДж/(кг-К). Для уточненных
расчетов можно пользоваться формулой Крего
с,-—^(762 + 3,39 Т) 10"’. (3.7)
Нефть и нефтепродукты обладают рядом специфических свойств,
усложняющих проведение операций с ними. Главнейшими из них
являются пожэровзрывоопаснисть, способность электризоваться,
высокая испаряемость и токсичность.
Пожаровзрывоопасность. Нефти и нефтепродукты являются горю-
чими веществами, способными к самостоятельному горению в возду-
хе нормального состава. Легковоспламеняющиеся жидкости способ-
ны воспламеняться от кратковременного воздействия источника
зажигания с низкой энергией. Их показателями горючести являются
температуры вспышки паров, воспламенения и самовоспламенения.
Температура вспышки паров - самая низкая (в условиях специ-
альных испытании), температура горючего вещества, при которой над
его поверхностью образуются пары или газы, способные вспыхивать в
воздухе от источника зажигания, но скоросп их образования еще
недостаточна для устойчивого горения.
Пр» температуре воспламенения в указанных условиях возникает
устойчивое горение. При .температуре самовоспламенения от нагрева
без огня или искр происходит резкое увеличение скорости экзотерми-
ческих реакций, заканчивающееся пламенным горением.
Жидкости с температурой вспышки паров в закрытом тигле не
выше 334 К или в открытом тигле не выше 339 К относят к легковосп-
ламеняющимся и разделяют па три группы (табл. 3.1).
Ставджртные температуры самовоспламенения (в К):
н-гексав................................ 506
керосин.................................. 489-533
.. .............................528-747
Дизельное топливо........................ 513-643
Минимальное (максимальное) содержание горючих паров или
газов в воздухе, при котором возможно распространение плзмени по
горючей смеси на любое расстояние от источника зажигания характе-
ризует нижний (верхний) концентрационный предел распространения
пламени или воспламенения.
Температуры, при которых насыщенные пары горючего вещества в
воздухе создают вышеуказанные концентрации- характеризуют
25
do температуре вспышка паров
лвж Температура вспышки паров (в К) в тигле
закрытом открытом
Особо опасные <255 <255
Постоянно опасные 255-296 255-300
Опасные при повышенной температуре 296-J34 300-339
соответственно нижний и верхний температурн&е пределы распрост-
ранения пламени или воспламенения. Более опасные вещества, у
которых меньше нижний предел и шире диапазон между верхними и
нижним пределами. У нефтепродуктов эти стандартные пределы в
воздухе составляют:
Бензин. ....................................0,76—8,04 % от объема или 236 и 283 К
Керосин...................................... 1,4-—7,5 % от объема или 303 и 353 К
Дизельное топливо............................ 335 и 428 К
Толуол....................................... 1,3-6,7 % от объема
Бензол....................................... 1,4-7,1 % от объема или 259 и 286 К
Указанные показатели пожаровзрывоопасности следует учитывать
при классификации производств, помещений, установок, а также при
разработке мер пожаровзрывобезопасности, направленных на предуп-
реждение загораний, пожаров и взрывов и ззшиту от них.
Электризация. Электрические заряды, образующиеся при трении
двух физически и химически неоднородных веществ, находящихся в
твердом, жидком или газообразном состоянии, называют статичес-
ким электричеством. При транспорте и хранении статическое электри-
чество образуется при движении нефтей, бензинов, керосинов, нефтя-
ных газов по трубам, при наливе в железнодорожные цистерны, танке-
ры, резервуары, автоцистерны и тару, при прохождении капель нефте-
продуктов через слой воздуха и т.д. Нефтепродукты, являясь в боль-
шинстве случаев хорошими диэлектриками, сохраняют электрические
заряды в течение длительного времени.
Если изолированные металлические трубопроводы или заполняе-
мые емкости в состоянии принять достаточно высокие потенциалы
относительно земли, то между ними и заземленными предметами
возможен искровой разряд, который может вызвать загорание или
взрыв паров нефтепродуктов и нефтей.
Для предупреждения скопления статического электричества
необходимо, чтобы трубопроводные сети и различные объекты были
Надежно заземлены.
26
Испаряемость. Легкие нефтепродукты и нефти в обычных усло-
виях способны переходить с открытой поверхности в парообразное
состояние и распространяться в окружающей среде. При этом умень-
шается количество и ухудшается качество нефтепродуктов. Испаряе-
мость нефтепродуктов в значительной степени характеризуется давле-
нием насыщенных паров. Чем выш£ давление насыщенного лара нефте-
продукта, тем более подвержен он испарению. Давление насыщенного
пара зависит от температуры поверхности нефтепродукта. С увеличе-
нием температуры давление насыщенных паров возрастает.
Для экспериментального определения давления насыщенного пара
существуют различные приборы. При расчетах его определяют по
графикам и формулам полуэмпирического характера в зависимости от
заданной температуры и температуры начала кипения неф? и или
нефтепродукта.
Вредность паров нефтепродуктов. Пары нефтепродуктов и нефтей
вредны для здоровья человека, а пары сернистых нефтепродуктов
обладают опасными для жизни отравляющими свойствами. Особенно
вредны тяжелые бензины, содержащие бензол, и этилированные
бензины (с присадкой тетраэтилсвинца - ТЭС).
Отравление людей нефтяными парами может произойти при
ремонте и очистке недостаточно дегазированных резервуаров, цис-
терн и нефтеналивных судов и в плохо вентилированных помещениях.
Опасный для здоровья предел содержания паров в воздухе для
бензина, лигроина и керос ина - 0,3 мг/л и для сероводородного газа -
0,01 мг/л.
Учитывая это, производственные помещения перекачивающих
станций и нефтебаз необходимо проектировать с усиленной ве1 ниля-
цией, а работы в опасной для здоровья атмосфере проводить в спе-
циальных противогазах с соблюдением установленных мероприятий
по технике безопасности.
§ 8. Реологические свойства нефтей
Свойства жидкостей, от которых зависит характер их течения,
называют реологическими. Важнейшим реологическим свойством для
оценки характера течения в трубах является вид зависимости напря-
жения сил трения на поверхности соприкосновения слоев жидкости
(или напряжения сдвига т) от градиента скорости по радиусу трубы
(или скорости сдвига dv/dr).
Для светлых нефтепродуктов, нефтей с низким содержанием
[парафина и парафинистых нефтей при высокой температуре справед-
лива полученная Ньютоном в экспериментах на воде зависимость
(3.8)
ле д - коэффициент динамической вязкости.
27
т <>r скоросп cam <h/dr дпя pauanSMx
жжлкостсв
Жидкости, для которых справедлива приведенная зависимость Т
от dv/dr при постоянном ц, называются ньютоновскими и для них
графическое выражение этой зависимости (так называемая кривая
течения) прредставляет собой прямую 3, проходящую через начало
координат (рис. 3.2).
Проведение многих жидкостей, в частности высокопарафинистых
нефтей, нефтепродуктов, при сравнительно невысоких температурах
не подчиняется закону Ньютона. Такие жидкости называются неньюто-
новскими. Существует несколько классов неньютоновских жидкостей,
различающихся по виду кривой течения. Поведение парафинистых
нефтей и нефтепродуктов описывается линиями, аналогичными по
форме линиям 1 и 2. Прямая 1 описывает поведение так называемых
пластических (или бингамовских) жидкостей, а кривая 2 - псевдо
пластических жидкостей.
Течение бингамовских жидкостей начинается только после созда-
ния определенного напряжения т0 (см. рис. 3.2), называемого преде
лом текучести. При меньших, чем то, напряжениях такие жидкости
ведут себя, как твердые тела, а при больших - как ньютоновская
жидкость, для которой напряжение сдвига равно т - т0. Зависимость
напряжения от скорости сдвига для бингамовского пластика записы-
вается в виде
(3.9)
Поведение парафинистых нефтей и нефтепродуктов можно описы-
вать кривой 2, характеризующей псевдопластик. В широком диапазоне
изменения скорости сдвига в технических расчетах для псевдопласт’д-
ков можно применять степенную зависимость напряжения от скорости
сдвига вида
2S
-‘If!
i"”1 dv
। dr ’
где к, п - постоянные для данной жидкости коэффициенты; Idtfdrl -
безразмерный модуль скорости сдвига.
Коэффициент п называют индексом течения, а к - характеристи-
кой консистентное™. Для ньютоновских жидкостей п 1, к • Й и из
выражения (3.10) получаем выражение (3.8).
Величину kldv^drl”-1 иногда называют кажущейся или эффектив-
ной вязкостью.
Для псевдопластических жидкостей л < 1. Зависимость (3.10)
уписывает и поведение так называемых дилатантных жидкостей
Нривая 4), для которых n > 1.
Существуют жидкости, реологические характеристаКи (показате-
ли, характеризующие течение жидкости) которых изменяются во
времени.
Изменение напряжения сдвига во времени при постянной скорости
сдвига, объясняемое разрушением структуры жидкоста, - тиксотро-
пией, а жидкости, обладающие этим свойством, называются тикситроп-
ными.
Следует отметить, что одна и та же нефть может вести себя как
1ньютоновская жидкость при повышенных температурах и как ненью-
Тйновская при температурах, близких к температуре застывания.
(310)
§ 9. Физико-технические свойства газов и газовых смесей
Все газы подразделяются на два класса: природные и искусст-
Ьенные.
Природные газы подразделяются на три группы:
газы, добываемые из чисто газовых месторождений; они представ-
[ляют собой газ, содержащий мало тяжелых углеводородов;
газы, добываемые из конденсатных месторождений; они предс- ♦
’тавляют собой смесь газа и конденсата широкой фракции, состоящей
из бензина, лигроина, керосина, а иногда и солярового масла;
газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений;
это нефтяные газы, представляющие смесь газа с газовым бензином и
^пропан-бутановой фракцией.
Газ, добываемый из чисто газовых месторождений, состоит в
основном из метана, содержание которого составляет 82-98 %. Малое
содержание тяжелых углеводородов объясняется процессом избира-
тельной миграции углеводородного вещества через пористые породы.
За длительный путь миграции в газе остаются только легкие состав-
ляющие.
Газ, добываемый из конденсатных месторождений, содержит
также значительное количество метана (80-95 %), а нефтяной газ -
30-70 %. 29
Природные газы состоят преимущественно из предельных углево-
дородов (алканов). Но в них часто имеются компоненты (сероводород,
углекислота, азот и водяные пары), ухудшающие качество газа.
Искусственные газы получаются из твердых топлив в газогенера-
торах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а ино-
гда и при повышенных давлениях.
Развивается газификация горючих сланцев (Ку курское месторож-
дение в Эстонии), газификация бурых углей под давлением (Щекинс-
кий завод около Тулы, под давлением до 2,0 МПа). Основными компо-
нентами этих газов являются водород и метан.
Газы могут находиться в различном агрегатном состоянии в
зависимости от давления и температуры.
Метан, этан и этилен при обычных условиях (293-303 К и атмос-
ферное давление) являются реальными газами. Пропан, пропилен,
бутан и бутилены при обычных условиях находятся в парообразном
состоянии, при повышенных давлениях - в жидком состоянии. Эти
углеводороды входят в состав так называемых сжиженных нефтяных
газов. Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при обычных
условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензи-
новой фракции.
Плотность газов - это отношение массы газа G к его объему V в
состоянии покоя
p»G/V. (3.11)
Часто используют понятие огносительной плотности Д - отноше-
ние плотностей газа р и воздуха рв при одних и тех же условиях
Д - р/р„. (3.12)
Плотность газа (в кг/м3) при нормальных физических условиях
можно определить по его молярной массе М:
Ро -М/22,41, (злз)
где 22,41 — объем 1 моля газа при нормальных условиях.
Нормальна е физические условия характеризуются температурой
Го 2 3 К и давлением р0 - 0,1 МПа.
Удельным объемом называют объем единицы массы газа
vj 1/Р.
Ь пкость углеводородных газов зависит от температуры и давле-
ния. С увеличением температуры динамический коэффициент вязкос-
ти возрастает. При давлениях до 4 МПа динамическая вязкость мало
зависит от давления. Но при более высоких давлениях эта зависи-
мость становится заметной. С увеличением давления вязкость воз-
растает.
30
Часто при расчетах применяют кинетический коэффициент вяз-
кости
v-M/p. (3.14)
Каждому индивидуальному газу присущи определенные значения
критических параметров - критического давления рКр и критической
температуры Гкр. Критическая температура - такая температура,
выше которой газ не может быть сжижен. Критическое давление - это
минимальное давление, при котором газ, находящийся при критичес-
кой температуре, сжижается.
Природные газы всегда состоят из смеси газов. Основную часть
I этой смеси обычно составляет метан. Для проведения термодинами-
ческих, гидравлических расчетов необходимо определять свойства
। смеси газов по характеристике индивидуальных составляющих.
Газовые смеси характеризуются массовыми (весовыми) или моль-
1 ними концентрациями.
Объемный состав газовой смеси совпадает с мольным, так как
объем 1 моля идеального газа в одинаковых физических условиях по
' закону Авогадро имеет одно и то же численное значение.
Для характеристики газовой смеси надо знать ее молекулярную
массу, плотность или относительную плотность по воздуху и другие
параметры.
Если известен мольный (или объемный) состав смеси, то молеку-
лярная масса смеси
п
(3.15)
где п - число компонентов в смеси; У, - мольные (объемные) кон-
центрации компонентов смеси в долях единицы (мольная концентра-
ция - это отношение числа молей компонента к числу молей смеси);
М, - молекулярные массы компонентов смеси.
Если дан массовый состав смеси, то ее молекулярная масса
Мш-т-—. (3.16)
х ч,1м,
/-1
где qt - массовая концентрация компонентов смеси в долях единицы.
Массовой концентрацией компонента смеси газов называется отно-
шение массы компонента смеси ко всей массе смеси.
Плотность (в кг/м3) в смеси газов
L Р„ -«„/22,41. (3.17)
31
Относительная плотность смеси газа по воздуху
Дем “ Рсм/Рв “^/(22,41 1,293) - М^/29, (3.18)
где 1,293 кг/м3- абсолютная плотность воздуха при нормальных
условиях.
Критические параметры смеси газов
п
^кр.см в Г.ТКр (> (Л,—
'л'
Ркр.см-£ YiPKph (3.20)
где Ткр /> Ркр i ~ соответственно критические температура и давление
компонентов смеси.
§ П . Уравнение состояния для идеальных
и реальных газов и газовых смесей
Под идеальным газом понимают такой газ, в котором отсутствуют
молекулярные силы сцепления, а объем, занимаемый молекулами,
исчезающе мал по сравнению с объемом, занимаемым газом. В природе
таких газов нет, поэтому, естественно, вес реальные газы дают боль-
шие или меньшие отклонения от уравнения состояния идеальных
газов. Чем дальше реальный газ находится ст области насыщения и
критического состояния, тем большую точность расчетов дэюг приме-
няемые законы идеальных газов. Для давлений и температур газа,
которые имеют место в магистральных трубопроводах, применение
законов идеальных газов нередко бывает оправданно.
хНа основании молекулярно-кинетической теории газов получено
характеристическое уравнение (уравнение состояния) для идеальных
газов, связывающее между собой параметры состояния: давление р,
удельный объем V и температуру Т в виде
pV*-RT, (3.21)
где Л - газовая постоянная газа.
Для 1 моля газа уравнение состояния
pVm’R„T, (3.22)
где - объем 1 моля газа; Ям - постоянная для 1 моля, одинаковая
для всех газов, или так называемая универсальная газовая постоян-
ная. Ее можно определить из уравнения (3.22). Например, для нормаль-
ных физических условий, т.е. при р « 0,1013 МПа, Т в 273 К и «
а 22,41 м ’/моль, универсальная газовая постоянная
101300-22,41 «8314 ДжЛмоль* К). (3.23)
32
Так как уравнение (3.22) относит ся к 1 молю (т.е. к 1 кг газа), то,
разделив его на молекулярную массу газаМ, получим
р V - (8314/М)Г - RT. (3.24)
Таким образом, газовая постоянная для 1 кг газа в зависимости от
его молярной массы
R - 8314/М. (3.25)
Все реальные газы путем охлаждения ниже критической темпера-
туры Ткр и одновременного повышения давления могут быть переве-
дены в жидкое состояние. Следовательно, в обычных условиях реаль-
ные газы являются перегретыми парами определенных жидкостей.
Молекулярные силы сцепления в жидкостях очень велики, поэто-
му чем ближе газ к переходу в жидкое состояние, тем больше его
отклонения от свойств идеального газа.
Конечный объем молекул реального газа уменьшает свободное
пространство, в котором перемещаются молекупы, что, естественно,
приводит к повышению давления по сравнению с идеальным газом,
так как увеличивается число ударов молекул о стенки сосуда.
Наличие молекулярных сил сцепления, обусловливающих так
называемое внутреннее трение газа, уменьшает давление газа на
стенки сосуда- Это объясняется тем, что каждая молекула прибли-
жается к стенке сосуда с замедленной скоростью из-за притяжения
соседних молекул, находящихся внутри объема сосуда.
Введение этих факторов в уравнение состояния позволяет отра-
зить свойства реальных газов. Однако это существенно усложняет
уравнение, что затрудняет применение его для расчетов.
В наст >ящее время для реальных газов составлено большое число
уравнений состояния. Наибольшее применение из них получили
уравнения Ван-дер-Ваальса, Вукаловича и Новикова. Широко также
применяют уравнение состояния идеального газа, в которое вводят
эмпирическую поправку на сжимаемость
pV-ZRT, (3.26)
где Z - коэффициент сжимаемости.
Если в процессе участвуют не 1 кг газа, a G кг, то уравнение
состояния имеет вид
pV-GZRT, (3.27)
где V - объем, занимаемый G кг газа.
Для определения коэффициента сжимаемости Z при различных
приведенных давлениях Рпр и температурах Тлр составлена номограм-
ма (рис. 3.3), с помощью которой можно с достаточной точностью
определить значение Z. Приведенными параметрами называются
33
Ряс. 3.3. Номограмма для определе-
на коэффициента сжимаемости гааов
отношения рабочих пара-
метров к критическим
Рдр ~ Р^Ркр* Гпр — 2 ^кр•
Приведение объемов га-
за. Физическое состояние
газа-опрспеляется тремя па-
раметрами: объемом, темпе-
ратурой и давлением. В за-
висимости от давления и
температуры изменяется и
объем газа. Чтобы иметь
правильное представление о количестве газа, необходимо привести
его объем к определенным условиям.
При технических расчетах объем обычно приводят к нормальным
условиям (Г 273,17 К и р » 0,1 МПа). При решении задач трубопровод-
ного транспорта и хранения газа чаще пользуются стандартными
условиями (Г " 293,16 К и р " 0 1 МПа).
При коммерческих расчетах применяют только стандартные
условия.
Для приведения объемов газа к нормальным или стандартным
условиям можно использовать формулы, полученные из уравнения
состояния:
у ж у 273,16 .
и" * b,l ZT ’
у ж у —— „293,16
с р Од ZT »
(3.28)
(3.29)
где Vp - объем газа в рабочих условиях; р, Т - соответственно давле-
ние и абсолютная температура в рабочих условиях; Z - коэффициент
сжимаемости в рабочих условиях.
Контрольные вопроси
1. Влияние температуры на плотность и вязкость нефтей и нефтепродуктов.
2. Испаряемость нефтепродуктов.
3. Вредность паров нефтепродуктов и газов для человека.
4. Классы жидкостей (кривые течения).
5. Физические характеристики смесей газов. Уравнение состояния.
6г Нормальные и стандартные условия. Формулы приведения
34
РАЗДЕЛ ВТОРОЙ
ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Глава 4. СОСТАВ СООРУЖЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕ- И НЕФТЕПРОДУКТОВ
§ 11. Классификация нефте- и нефтепродуктопроводов
Нефтепроводом принято называть труоопровод, предназначенный
для перекачки нефти или нефтепродуктов. Когда хотят подчеркнуть,
что перекачиваются именно нефтепродукты, то употребляют термин
’’продуктопровод”. Если по трубопроводу перекачивают один какой*
либо нефтепродукт, его называют также бензине- керосине- или
мазутопровбдом в зависимости от наименования перекачиваемого
продукта.
По своему назначению нефтепроводы1 делятся на следующие три
группы:
1. Внутренние. Соединяют различные объекты и установки на
промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах.
2. Местные. По сравнению с внутренними имеют большую протя-
женность г до нескольких десятков километров. Местные нефтепро-
воды соединяют промыслы с головной станцией магистрального
нефтепровода или нефтеперерабатывающие заводы с пунктами налива
на железную дорогу или в наливные суда.
3. Магистральные. Характеризуются большой протяженность^
(сотни и тысячи километров). Поэтому перекачка проводится не
одной, а рядом станций, расположенных по трассе. Магистральный
нефтепровод работает круглосуточно в течение всего года. Кратко
временные остановки носят случайный характер или связаны с ремон-
том. Магистральный нефтепровод имеет относительно большие диа-
метр и длину. Для перекачки жидкости создают давление 5-6,5 МПа.
За год перекачивают миллионы тонн нефти или нефтепрсдуктсв.
К магистральным нефтепроводам относятся (согласно ВНТП 2-86)
трубопроводы протяженностью свыше 50 км диаметром от 219 до
1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товар-
* В дальнейшем для краткости кок нефте-, так и нефтспрод'-ктопровод!! будем
называть нефтепроводами, кроме случаев, ко» да в расчете или технологии эксплуатации
нефтепродуктопроводов имеются какие-то особенностл, отличающие их от других трубо-
проводов для транспортировки жидкостей.
35
ной нефти (нефтепродуктов) из районов добычи или хранения (произ-
водства) до мест потребления.
Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы в зависи-
мости от диаметра подразделяются на четыре класса:
первый класс - при условном диаметре от 1000 до 1200 мм вклю-
чительно;
второй класс - то же, от 500 до 1000 мм;
третий класс - то же, от 30* до 5п0 мм включительно;
четвертый класс - 300 мм и менее
§ 12. Основные объекты и сооружения магистральных трубопроводов
Магистральный трубопровод состоит из следующих комплексов
сооружений:
подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти или
нефтепродуктов с головными сооружениями трубопроводов. По этим
трубопроводам перекпиваюг нефть от промысла или нефтепродукт от
завода в резервуары головной станции;
головная перекачивающая станция, на которой собирают нефть
или нефтепродукты, предназначенные для перекачки по магистраль-
ному трубопроводу. Здесь проводят приемку нефти (нефтепродуктов),
разделение их по сортам, учет и перекачку на следующую станцию,
промежуточные перекачивающие станции, на которых нефть и
нефтепродукт, поступающие с предыдущей станции, перекачиваются
далее;
конечный пункт, где принимают продукт из трубопровода, распре-
деляют потребителям или отправляют далее другими видами транс-
порта;
линейные сооружения трубопровода, к которым относятся собст-
венно трубопровод, линейные колодцы на трассе, станции катодной и
протекторной защиты, дренажные установки, а также переходы через
водные препятствия, железные и автогужевые дороги. Кроме того, к
ним относятся вертолетные площадки, дома обходчиков, линии связи,
грунтовые дороги, сооружаемые вдоль трассы трубопровода.
Линейные сооружения трубопровода. Основной составной частью
магистрального трубопровода является собственно трубопровод.
Глубину заложения трубопровода определяют в зависимости от
климатических и геологических условий, а также с учетом специфи-
ческих условий, связанных с необходимостью поддержания темпера-
туры перекачиваемого продукта выше температуры его застывания.
На трассе с интервалами 15-20 км в зависимости от рельефа
устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков трубо-
провода и сокращения потерь нефти в случае аварии.
Для сокращения длины трубопровода при выборе направления
36
трассы обычно стремятся придерживаться кратчайшей геодезической
линии между начальными и конечными пунктами. Отклонения от
генерального направления допускаются только тогда, когда их целе-
сообразность доказана техническими расчетами.
Для магистральных нефтепроводов в последние годы применяют
трубы диаметром до 1220 мм. Толщину стенок труб нефтепровода
рассчитывают, исходя из максимального рабочего давления перекачи-
вающих станций. Трубы для нефтепроводов применяют сварные,
стыки их соединяют электросваркой.
Вдоль трассы строят линии телефонной связи. Эта связь в основ-
ном имеет диспетчерское назначение. Она является чрезвычайно
ответственным сооружением. Прекращение работы связи, как прави-
ло. влечет за собой остановку перекачки по трубопроводу.
Вдоль трассы трубопровода на сложных участках могут предусмат-
риваться усадьбы линейных ремонтеров на расстоянии 15-20 км друг
от друга. В обязанности ремонтеров входят сторожевая охрана трубо-
провода, наблюдение за исправностью линии связи и ее ремонт, а
также наблюдение за станциями катодной зашиты и дренажными
установками-
Перекачивающие станции - самые сложные комплексы сооруже-
ний нефтепровода.
Головная перекачивающая станция предназначена для приема
нефти с установок подготовки нефти и перекачки ее из емкости в
магистральный нефтепровод. В состав технологических сооружений
головной перекачивающей станции входят: резервуарный парк,
подпорная насосная, узел учета нефти, магистральная насосная, узел
pei улирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы с предохра-
нительным устройством, а также технологические трубопроводы.
Промежуточные перекачивающие станции размещают по трассе
трубопровода согласно гидравлическому расчету. Среднее значение
перегона между станциями для первой очереди 100-200 км, а для
второй очереди 50-100 км. В состав технологических сооружений
промежуточных станций отсутствуют резервуарный нарк, подпорная
насосная и узел учета нефти.
На магистральных нефтепроводах большой протяженности предус-
мотрена организации эксплуатационных участков протяженностью от
400 до 600 км. В начале эксплуатационных участков располагают
нефтеперекачивающие станции, состав которых аналогичен головным
станциям, однако резервуарные парки их имеют меньшую вмести-
мость.
Креме технологических сооружений на перекачивающих станциях
имеются механическая мастерская, понизительная подстанция, ко-
тельная, объекты водоснабжения и канализации, подсобные и адми-
нистративные сооружения, культурно-бытовые сооружения и жилые
37
дома. Насосные станции оборудуют насосами и сложным энергети-
ческим хозяйством, мощность которого достигает нескольких тысяч
киловатт.
Все большее распространение в нефтепроводном деле подучают
автоматика и телемеханика.
Через цепь последовательно расположенных по трассе перекачи-
вающих станций нефтепродукт поступает на конечный пункт нефте-
продуктопровода. При перекачке нефти конечным пунктом трубопро-
вода является нефтеперерабатывающий завод или перевалочная
нефтебаза. Конечным пунктом нефтепродуктопровоца обычно являет-
ся крупная нефтебаза районного значения, расположенная в узле
развитых транспортных артерии. На этой нефтебазе хранят необходи-
мые запасы нефтепродуктов.
На конечном пункте нефтепродуктопровода осуществляют сле-
дующие операции: прием и учет нефтепродуктов; хранение запасов;
перевалка нефтепродуктов на водный и железнодорожный транспорт;
распределение нефтепродуктов районным потребителям
Таким образом, на конечном пункте выполняют все операции,
присущие обычной крупной перевалочной нефтебазе.
При последовательной перекачке нефтепродуктов разных сортов
на конечном пункхе должны разделять их по сортам и восстанавли-
вать кондицию, ухудшенную из-за частичного их смешения. Поэтому
на конечном пункте, как и на головной станции, предусматривают
необходимое число резервуаров для накоплен!: я определенных
объемов каждого сорта нефтепродукта.
§ 13. Технологические схемы нефтеперекачивающих станций
Перекачивающая станция - это сложный комплекс инженерных
сооружений, предназначенных для подачи перекачиваемого продукта
в глахистра льный трубопровод. Принципиальная схема коммуникаций,
обеспечивающая проведение операций по перекачке, называется
технологической.
Главное требование при разработке технологических схем - их
простота, возможность выполнения всех предусмотренных проектом
технологических операций при минимальном количестве монтируе-
мой запорной и регулирующей арматуры и соединительных деталей , а
также обеспечение минимальной протяженности технологических
трубопроводов.
В зависимости от схемы присоединения насосов и резервуаров
промежуточных станций различают следующие системы перекачки
нефти и нефтепродуктов по трубопроводам (рис. 4.1): постанционную,
через один резервуар насосной станции, с подключенным резервуаром,
из насоса в насос.
38
Рмс. 4.1. Системы перс кдеэи
в — подсганционнля; б — через резервучр;
в — с подключенным резервуаром; е —
из насоса в насос; / — резервуар; II — на-
сос
При постанционной системе перекалки (см. рис. 4.1, о) нефть
принимают поочередно в один из резервуаров стаю щи. подачу на
следующую станцию осуществляют из другого резервуара. Поочеред-
ное заполнение и опорожнение резервуаров позволяют достаточно
точно учитывать количество перекачанной нефти, поступающей с
предыдущей станции, и в то же время ее откачку на следующую
станцию. При этой системе перекачки значительны потери нефти от
испарения, вызываемые ’’большими дыханиями” резервуаров, поэто*
му ее не целесообразно применять при перекачке сырых нефтей и
светлых нефтепродуктов.
При перекачке через один резервуар насосной станции (см. рис. 4.1,
б) нефть от предыдущей станции поступают в резервуар, служащий
буфером, и одновременно откачивается из него. Эта система не поз-
воляет проводить постанциенный учет перекачки. Потери нефти от
испарения велики вследствие движения нефти в резервуаре, и эта
схема так же. как и постанционная, не рекомендуется для перекачки
сырых нефтей и светлых нефтепродуктов. Более совершенна система
перекачки с подключенным резервуаром (см. рис. 4.1, в). Уровень
нефти в резервуаре колеблется в зависимости от неравномерности
поступления и откачки нефти. При синхронной работе уровень нефти в
подключенной емкости остается практически неизменным. Потери
нефти от испарения в этом случае в значительной мере определяются
лишь потерями от ’’малых дыханий”.
Три вышеперечисленные системы перекачки были порождены
поршневыми насосами, так как эти системы существенно сокращают
воздействие гидравлического удара на трубопровод; при этом резер-
вуары играют роль буферных емкостей. При системе перекачки из
насоса в насос резервуары промежуточных станций отключаются от
магистрали (см. рис. 4.1, г). Их используют только для приема нефти из
39
трубопровода во время аварий или ремонта. При отключенных резер-
вуарах устраняются потери от испарения и полностью используется
подпор предыдущей станции. Эта система предусматривает полную
синхронизацию и с успехом применяется при оборудовании станции
центробежными насосами.
Насосные станции с точки зрения последовательности технологи-
ческих операций можно разделить на следующие основные объекты:
резервуарный парк, состоящий из нескольких резервуаров с прием-
ными и отпускными трубопроводами; наеосный цех; манифольд -
открытая площадка или закрытое помещение, где сосредоточены
задвижки, обратные клапаны, фильтры и т.п.; камеры пуска и приема
скребка.
В состав головных перекачивающих станций входит резервуарный
парк значительной вместимости для обеспечения бесперебойной
работы трубопровода, а при последовательной перекачке для накап-
ливания определенных партий нефтепродуктов. Обычно вместимость
резервуаров на головных станциях принимают равной объему двух-,
Рис. 4.2. Обвязка резервуарного парка
40
Рис. 4Л. Схемы соедмисиия насосов:
О — основные насосы; Л — подпорные накосы; Ф — фильтры-грязеул ъьгели
трехсуточной перекачки, прй последовательной перекачке вмести-
мость резервуарного парка головной станции определяется расчетом и
зависит от числа циклов.
Резервуарные парки промежуточных станций имеют небольшую
вместимость (часто резервуары вообще отсутствуют).
Обвязку резервуарного парка (рис. 4.2) можно выполнять в двух
вариантах. При варианте 1 коллектор а-с служит для заполнения
резервуаров 1-1V через задвижки с нечетными номерами (I, 3, 5, 7, 9), а
коллектор b-d является всасывающим, по которому через задвижки с
четными номерами (2, 4, 6, 8,10} нефть откачивается насосами станции.
При варианте II обвязки для каждого резервуара (I-IV) предусмат-
ривается самостоятельный приемно-отпускной трубопровод, а управ-
ление задвижками (1-12) сосредоточивается ei м шифольде. Эта схема
позволяет принимать нефть с любого промысла в любой резервуар и
одновременно вести откачку из любой емкости
На перекачивающих станциях современных магистральных трубо-
проводов преимущественно применяют центробежные насосы, в
большинстве случаев соединенные последовательно. Обвязка насосов
41
должна обеспечивать работу насосной станции при выводе в резерв
любого из агрегатов. Одно из основных условий при разработке схемы
обвязки - максимальное уменьшение коэффициента резерва основно*
го оборудования.
На головных станциях предусматривают установку подпорных
насосов, обеспечивающих безкавитационную работу основных насо-
сов. Подпорные насосы, в зависимости от их характеристик, могут
быть соединены как последовательно, так и параллельно.
Обвязка для последовательной работы подпорных и основных
насосов показана на рис. 4.3, а.
В ряде случаев применяют параллельное соединение подпорных
насосн! ос агрегатов (рис. 4.3, б).
Технологическая схема головной станции приведена на рис. 4.4.
Поступая на площадку головной перекачивающей станции, нефть
проходит через камеру (площадку) фильтров, где очищается от меха-
нических примесей, а затем через узел замера и учета по коллекторам
через манифольды поступает в любой из резервуаров. После отстоя
нефть, пройдя манифольд, поступает в подпорную насосную. Далее
подпорные насосы подают нефть во всасывающую линию основной
Рис- 4.4. Технологическая схема ’оповяои насосной станции:
I — подпорная насосная; 2 — площадка фильтров и счетчиков с контрольным счетчиком;
3 — основная насосная; 4 — площадка регуляторов; 5 — площадка пуска скребкэп
42
Рнг. 4.5. Технологическая схема промежуточной васосной станции:
1 — лерекачивапщая станция; 2 — помещение с регулирующими клапанами; 3 — устройство
приема и пуска скребков; 4 — площадка с фильтрами-грязеуловителями
насосной. Пройдя последовательно работающие насосные агрегаты и
узел регулирующих клапанов, нефть под давлением через узел пуска
скребка поступает в магистраль. На головной станции проводят только
пуск скребков или разделителей.
Пример технологической схемы промежуточной насосной сганции
показан на рис. 4.5. Нефть от предыдущей станции с давлением, боль-
шим или равным необходимому для безкавитационной работы насо-
сов, поступает через узел подключения станции к магистрали, прохо-
дит фильтры-грязеуловители и попадает во всасывающую линию насос-
ной. Пройдя последовательно агрегаты, нефть через pei у пирующие
клапаны и узел подключения направляется в магистраль.
Узел подключения промежуточной станции к магистрали оборудо-
ван устройствами для приема и запуска скребков или разделителей, а
также обводной линией, позволяющей осуществлять перекачку по
трубопроводу при отключении этой станции.
В приведенных технологических схемах каждый из насосных
агрегатов может быть резервным.
§ 14. Основное оборудование нефтеперекачивающих станции
Оборудование нефтеперекачивающих станций условно делится на
основное и вспомогательное. К основному относят насосы и их привод,
к вспомогательному - оборудование, необходимое для нормальной
эксплуатации основного оборудования, т.е. системы смазки, энерго-
снабжения, отопления, вентиляции, канализации и т.п.
43
Насосы. Для перекачки нефтей и нефтепродуктов можно приме-
нять поршневые и центробежные насосы. Выбор насосного агрегата
определяе тся технико-экономическими показателями с учетом усло-
вий его эксплуатации.
Требования, предъявляемые к насосным агрегатам, используемым
на магистральных трубопроводах, сводятся к следующим: сравнитель-
но высокие напоры, большие подачи, экономичность работы, долго-
временность и надежность нормальной непрерывной работы, компакт-
ность, простота конструкций и технологического обслуживания.
В связи с этим широкое применение при магистральном транспор-
те нефти и нефтепродуктов получили центробежные насосы. Поршне-
вые насосы для перекачки нефтей по магистральным трубопроводам
не используют.
Для нормальных условий раб "ы основного центробежного насоса
необходим подпор жидкости на его входе, который обычно создается
либо вспомогательным подпорным насосом (на головных насосных
станциях), либо за счет неиспользованного напора предыдущей насос-
ной станции. При этом основные и подпорные насосы имеют одинако-
вые подачи.
Таблица 4.1
Техническая характеристика освопннх подпорных насосов и электродвигателе* к ним
Насосы основные Электродвигатели
Марка Подача, мэ/ч Напор, м Допус- тимый кавита- ционный запас, м К.п.д., % Марка Мощ- ность, кВт
НМ 125-550 125 550 4 68 Украина-11-3/2 320
НМ 360-460 360 460 4 75 АЗП-500 АТД-500 500 500
НМ 500-300 500 300 4,5 78 АЗП-630 АР-500 630 500
НМ 1250-260 1250 260 20 84 СТД-1250-2 1250
НМ 2500-230 2500 230 32 86 СТД-2000-2 СТД-2500-2 2000
НМ 3600-230 3600 230 40 87 СТД-2500-2 СТД-3200-2 2500 3200
НМ 5000-210 500и 210 40 88 СТД-3200-2 3200
НМ 7000-210 7000 210 52 89 СТД-5000-2 5000
НМ 10000-210 10000 210 65 89 СТД-6300-2 6300
НМ 10000 (на повышен- 12500 194 89 87 СТД-8000-2 8000
ную подачу)
44
Подпорные насосы должны иметь хорошую всасывающую способ-
ность, которая достигается сравнительно низкой частотой вращения
I вала. Их устанавливают как можно ближе к резервуарам.
Отечественная промышленность выпускает нефтяные насосы серии
ЯМ, эксплуатируемые на магистральных трубопроводах для ерекач-
ки нефти и нефтепродуктов с температурой до 353 К, кинетической
вязкостью не свыше 3 сы^/с и содержанием механических примесей не
более 0,05 %. Насосы НМ - центробежные, одноступенчатые, горизон-
тальные, спирального типа. Патрубки насссов расположены в нижней
части корпуса и направлены в разные стороны. Рабочее колесо насоса
с двухсторонним входом обеспечивает разгрузку ротора от осевых
усилий. Осгаточные осевые усилия воспринимаю! ся радиально-упор-
ными подшипниками. Опорами ротора являются подшипники сколь-
жения. к которым принудительно подается масло от централизован-
ной системы смазки и маслоохлаждения.
Шифр записи в поле Q-H, например НМ-360-460, означает: НМ -
нефтяной магистральный, 360 - подачй (в м3/ч) при наибольшем
коэффициенте полезного действия (к.п.д.) насоса, 460 - дифферен-
циальный напор (в м).
Насосы подпорные Электродвигатели
Марка Подача, мэ/ч Напор, м Высота всасыва- ния, М К.п.д., % Марка Мощ- ность, кБт
8НДиНМ —— •
360-600 28-42 38-6.5 79 МА-36 51/6 100
360-6U0 28-42 38-6.5 79 МА-36-51/6 100
14ВД-Н 800-1260 33—42 5 86 А-104-6 МА-35 61-6 160 160
НМП-2500-74 2500 74 7 85 ДС-118/44-6 800
НМП-3600-78 3600 78 5-7 87 ДС-118/44-6 800
НМП-2500-74 2500 74 7 85 ДС 118/44-6 800
НМП-3600-78 3600 78 5-7 87 ДС-118/44-6 800
НМП 5000-115 5000 115 6 83 СДН-15-39-6 1600
НМП-5000-115 — — — — СДН-2-16-74/6 2000
45
Как правило, насосные ы регаты соединяют последовательно.
Напор наносной станнин, оснащенной насосами с подьчей до 360 м3/ч
включительно, создается двумя последовательно рас охающими
агрегатами. При подаче более 360 м3/ч последовательно включают три
насосных агрегата.
Некоторые технические характеристики основных и подпорных
насосов представлены в табл. 4.1. Для насосов с подачей 2500 м3/ч и
выше разработаны сменные роторы производительностью 0,5 и 0,7 от
номинальной Q-0M. Насос НМ 1250-260 имеет -менный ротор произ
водигспьностыо ь00 м3/ч, а насос НМ-19000-210 - дополнительный
сменный ротор производительностью 1.25QMOM.
В качестве г.одпорных и основных насосов нормального ряд
применяют насосы НИМ (П - означает подпорный). Шифр записи,
например НМП-2500-74, означает: НМП - нефтяной магистральный
подпорный, 2500 - подача (в м3/ч), 74 - напор (в м). Насосы серии НМП
выпускают на подачу 2500, 3600 и 5000 м3/ч. Подпорю ie насосы разме-
щают в отдельном здании, расположенном ближе к резервуарному
парку. Иногда подпорную насосную заглубляют, чтобы обеспечить
меньшие потери напора во всасывающей линии.
В качестве подпорных также применяют вертикальные насоси
НПВ. Это мне:околесные насосы, располагаемые в металлическом или
бетонном стакане. Электродвигатель устанавливают на общем валу
над насосом. Насосы могут быть смонтированы на открытых плошал
ках в непосредственной близости от резервуаров, чт занчительнс
оолегчает условия всасывания.
Конструкция насосных агрегатов обеспечивает возможность их
эксплуатации на открытых площадках или под легкими навесами при
температуре окружающего воздуха от 223 до 318 К.
Привод насосов. При выборе двигателя для привода насоса учи-
тывают:
возможность получения на площадке, отведенной под строительст-
во перекачивающей станции, питания электродвигателей, суммарная
мощность которых достигает 10000-21,000 кВт,
возможность упрощения трансмиссии между двигателем и насс
сом, желательно непосредственное соединение (без редуктора) вала
насоса и вала двигателя.
Привод насосов может осуществлять от газовых турбин со свобод
но-поршневыми генераторами, газа, стационарных газовых турбин
двигателей внутреннего сгорания - дизелем, электродвигателей
Широкое применение на объектах трубопроводного транспорта в
Советском Союзе получили электродвигатели. В эксплуатации нахс^
дятся как асинхронные, так и синхронные электродвигатели. В зави
симости от исполнения электродвигатели могут быть установлены в
общем зале с насосами или в помещении, отделенном от насосного
зала газонепроницаемой стеной.
46
При совместной установке в корпусе электродвигателя, выпол-
ненною во взрывоопасном исполнении, поддерживается избыточное
давление, предотвращающее проникновение внутрь корпуса паров
нефти.
Мощность двигзтеля N (в кВт) к насосу определяют по формуле
.у.(1.(Ь-1,15)^- (4 1)
где Q - подача насоса, р - плотность жидкости; g - ускорение свобод-
ного падения; Н - повышение напора в насосе; п - полный к.п.д.
насосного агрегата.
§ 15. Рабочие характеристики насосных агрегатов
и станций
Рабочей характеристикой насосною агрегата называют завися
мость между подачей насоса Q и пазвиваемым им напором Н.
Суммарную зависимость И flQ) для всех работающих на стан-
ции насоснг.х агрега.ов называют характеристикой насосной стан-
ции.
Для определения суммарной характеристики нескольких оди-
наковых центробежных насосов, включенных параллельно, следует
пров'хти графическое построение, при котором все абсциссы (расходи
кривой Q- И одного из насосов увеличит аыт в два (три) раза по числу
работающих насосов.
При последовательной работе насосов складывают ординаты
(напоры/, соответствующие одинковым расходам.
Наряду с построением итоговой характеристики одной насосной
станции при гидравлическом расчете и анализе работы нефтепровода
имеет важное значение график, изображающий суммарную характе-
ригтику всех насосных станций трубопровода. Поскольку все стан-
ции на трубопроводе работают последовательно (по системе из на-
соса в насос), то искомую суммарную характеристику строят по пра-
вилу сложения ординат всех станций. На рис. 4.6 показано построе-
ние такой характеристики для нефтепровода, имеющего три насосные
станции: головную, оборудованную кроме основных насосов подпор-
ними насосами, и две промежуточные, оборудованные только ос-
новными насосами. На промежуточных станциях подпор, необходи-
мый дня нормальной работы насосов, создается предыдущей перека-
чивающей станцией.
Для аналитических расчетов используют выражения для харак-
теристик центробежных насосов вида
hK-a Ь^-т;
(4.2)
47
Рис. 4.4. Ссшодопм прайм, »гтя к-
cocmot eruopol и трубопровода
hH“a - hQ3, (4.3)
где hH - ндпср, создаваемый насосом; а, b - коэффициенты, опреде-
ляемые по двум точкам действительной характеристики насоса (hHb О-
и hHj, Qa); m - коэффициент, зависящий от режима течения и имею-
щий тот же смысл, что и в формуле Пейбензона.
Аналогично определяют аналитические характеристики для
насосной станции и для все.о трубопровода в целом (в этом случае
йи1 и йн2 будут выражать суммарные графические напоры при Q, и Q3
с учетом соединения насосов на насосной станции или для всех на
соевых станций трубопровода. Для разнотипных насосов удобнее
пользоваться суммарными графическими характеристиками с учетом
соединения насосов, особенно для одной, максю'ум, двух-грех на
( осных станций. При большем числе насосных станций суммарные
характеристики становятся громоздкими и неудооными для поль-
зования.
Если же все насосы однотипны, то надобность в графических
построениях отпадает. Так, при последовательном соединении одно-
типных центробежных насосов суммарная напорная характеристика
их
W-mHhM-mH(o-bQ2-’"), (4.41
Я - m8hn - т„ (а - bQ3). (4.51
Если за ти принять рабочее число основных насекой на насосной
станции, то
тн^в'*Ця» (4.61
где Н„ - напор, создаваемый насосной ст ант шей.
<4
При параллельном соединении глн одинаковых насосов суммарная
характеристика
Н-а- (4.7)
Н-а- btQ/m*?. (4.8)
При последовательном соединении разнотипных центробежных
насосов коэффициенты для суммарной характеристики можно опре-
делить по формулам
ти
а Е а<; b - Z Ь,,
(-1 1-1
где / “ 1,2,3...
Выбор степени в формулах (4.2) и (4.3) зависит от поставленной
задачи, если решают аналитическую задачу с использованием выра-
жения Пейбензона, то степень принимают равной (2 - т), в остальных
случаях лучше брать вторую степень.
Контрольные вопросы
1. Классификация газопроводов и нефтепроводов.
2. Состав сооружений магистральных трубопроводов.
3. Объекты насосных станций.
4. Системы перекачек.
$. Два варианта обвязки резервуарного парка.
6 . Схемы соединения насосов.
7 . Требования к технологическим схемам насосных станций.
8 Основное и вспомогательное оборудование.
9 Формулы, зпигьи. дошие характеристики центробежных насосов.
Глава 5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНЫХ
HIITEHil-OJ01'
В техноло! ичеекий расчет нефтепровода входит решение следую-
щих основных вопросов:
определение экономически наивыгоднейших параметров нефте-
провода (диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих
станциях, толщина стенок трубопровода и число насосных станций);
опеделение местонахождения станций на трассе нефтепровода;
расчет режимов эксплуатации нефтепровода.
Существуют два способа нахождения оптимальных параметров
нефтепровода: сравнение нескольких вариантов, расчет по специаль-
ным формулам, j читывавшим как экономические показатели, так и
физические условия перекачки. Обычно применяю, первый спо-
49
соб. В этом случае для нескольких значении диаметра и давления
выполняют гидравлический и механический расчеты, определяющие
(для каждого варианта) число нефтеперекачивающих станций и тол-
щину стенки трубопровода. Экономическим расчетом (по сроку
окупаемости или по приведенным расходам) находят вариант, имею*
щий наилучшие параметры
В расчет режимов эксплуатации входит определение давлений на
станциях, подпоров перед ними и пропускной способности нефте-
провода при условиях перекачки, отличающихся от расчетных; ре-
шается вопрос о регулировании работы нефтепровода.
§ 16. Исходные данные для технологического расчета
1. Пропускная способность нефтепровода Gr (в млн. т/год) -
основная исходная величина для расчета, которую указывают в
плановом задании.
Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода
определяют с учетом затрат времени на техническое обслуживание,
капитальный ремонт и ликвидацию повреждений и принимают по
табл. 5.1.
В основном пропускную способность определяют диаметр тру-
бопровода и давление на станциях (табл. 5.2).
2. Среднемесячные температуры грунта на глубине заложения
трубопровода можно получить у местных метеостанции или из кли-
матологических справочников. Данные о температуре грунта служат
для определения расчетных значений плотности и вязкости нефти.
Расчетное число рабочих дней мапюражиых нефтепроводов
Таблица 5.1
Диаметр нефтепровода, мм Протяженность нефтепровода, км
до 820 включительно от 820
До 250 357 355
От 250 до 500 356* 353
“335 351
От 500 до 700 354 351
352 34Э
От 700 352 349
350 345
* В числителе указаны цифры для нормальных услосий прохождения трассы, в
знаменателе — для трубопроводов, трассы которых (не менее 30 % протяженности) прохо-
дят в сложных условиях ' чбопоченные и горные участки)
50
Таблица 5.2
Пропускная гпосоЪюеп. млн. т/год Диаметр (на- ружный), мм Рабочее дав- ление, МПа
0,7-1,2 219 8,8—9,8
1,1-1,8 273 7,4-8,3
1,6-2,4 325 6,6-7,4
2,2-3,4 377 5.4-6.4
3,2-4,4 426 5,4-6,4
4-9 530 5,3-6,1
7-13 630 5,1-5,5
11-19 720 5,5-Ь, 1
15-27 820 5.5-5,9
23-50 1020 5,3-5,9
41-78 1220 5,1-5,5
Обычно наинизшие температуры бывают в марте-апреле, а наивыс-
шие - в августе-сентябре.
3. Плотность и вязкость нефти определяют лабораторными ана-
лизами или пользуются справочниками. Формулы для пересчета
величин на расчетную температуру даны в гл. 3.
4. Механические свойства (прочностные показатели) сталей,
необходимые для расчета толщины стенки магистральных трубопро*
водов, приведены в гл. 13.
5. Технико-экономические показатели необходимы для подсчета
капитальных затрат и эксплуатационных расходов при определении
экономически наивыгоднейшего варианта. Можно пользоваться
укру пленными показателями, приведенными в табл. 5.3 и 5.4.
При определении стоимости резервуарных парков стоимость 1 м3
емкости принимают равной 33 руб.
Эксплуатационные расходы определяются следующими основны-
ми статьями:
годовые отчисления на амортизацию станции а, 8,5 % от капи-
тальных затрат на станции;
годовые отчисления на амортизацию трубопровода п3 3,5 %;
расходы на текущий ремонт станций «3 1,3 %;
расходы на текущий ремонт трубопровода а4 0.3 %;
стоимость электроэнергии 0,007-0,015 руб/(кВт-ч);
расходы на воду, смазку, топливо (на одну станцию) 5-6 тыс.
руб/год;
заработная плата (на одну станцию 80-85 тыс. руб/год;
прочие расходы 25 % от зарплаты с начислениями.
51
__ i ‘
Таблица 5.3
Капитальные затраты на строительство линейной части нефтепровода, тыс. руб/км
Наружный диаметр трубопровода, мм Основная нитка Лупинг
219 45 36
273 50 40
325 58 45
377 65 55
426 75 63
530 103 90
630 130 102
720 148 119
820 161 132
920 193 165
1020 235 206
1220 276 253
Таблица 5.4
Капжтажные затраты на строительство перекачивающих станции
Диапазон изме- нения производи- тельности нефтепровода, млн т/год Марка основных насосов на нефтепе- рекачивающих станциях Стоимость нефтеперекачиваю- щей станции, тыс. руб.
головной промежуточный
0,7-1,1 НМ 125-550 1835 1230
1,1-1,5 НМ-180-500 1924 1290
1,5-2,1 НМ-250-475 2043 1370
2,1-3,1 НМ-360-460 2551 1710
3,1-4,3 НМ-500-300 2834 1900
4,3-7,1 НМ-710-280 3326 2230
7,1-10,7 НМ-1250-260 4791 3212
10,7-15,4 НМ-1800-240 4997 3350
15,4-21,4 НМ-2500-230 5322 3568
21,4-30,8 НМ-3600-230 5815 3965
30,8-42,8 НМ-5000-210 6134 4406
42,8-60 НМ-7000-210 6817 4896
60-85,7 НМ-10000-210 8520 6115
85,7-92,6 НМ-10000-210 (на повышенную подачу) 8968 6437
Примем гния: 1. На станциях предусмотрено последовательное соединение на-
сосов. 2. Насос НМ-710-280 ограниченного применения, поэтому диапазон производитель-
ностей 4,3—7,1 млн. т/г обеспечивается параллельно последовательным соединением на-
сосов других типов. 3. Стоимость головных нефтеперекачивающих станций приведена без
учета стоимости резервуарных парков.
52
6. Чертеж профиля трассы используют при расстановке нефте-
перекачивающих станций на трассе трубо1 довода. По чертежу профиля
трассы определяют необходимые для гидравлического расчета раз-
ность нивелирных высот и расчетную длину нефтепровода.
§ 17. Основные формулы для гидравлического расчета
трубопровод.
Формулы материального баланса. Для массового расхода, считая в
году N расчетных рабочих суток, имеем
G =Сг _ Ссп _ (5 1)
С W-24-3600 24-3600 3600 * * '
где Gn GcyT> Gv Gc - массовый расход нефти в трубопроводе соот-
ветственно в год, сутки, час и секунду; АГ - расчетное число рабочих
дней в году.
Между массовым и объемным расходами имеется следующее
соотношение:
С> Qp₽, (5.2)
I де Q - объемный расход; Рр - расчетная плотность.
Среднюю скорость w определяют по формуле
w = Q// = 4Q/(nD2), (5.3)
где F - пощадь поперечного сечения; D - внутренний диаметр трубо-
провода.
Формулы для определения потерь напора от трения. Потери напора
Ьт от трения в трубе круглого сечения определяют по формуле
Дарси-Вейсбаха
Т и>3
(5.4)
D 2g
где X - коэффициент гидравлического сопротивления (зависит от
режима движения жидкости и шероховатости внутренней поверх-
ности трубы); L - длина трубопровода; g - ускорение свободного
падения.
Режим движения потока в трубопроводе характеризуется пара-
метром Рейнольдса
Re«wD/v-4Q/(nDv). (5.5)
53
Если течение в трубе ламинарное (струйное, пуазейлевское), т.е.
Re < 2320, то по Стоксу
X - 64/Re.
(5.6)
При турбулентном течении (при значениях критерия Рейнольдса
больше 2320) для определения X имеется множество эксперимен-
тальных формул. Область турбулентного течения подразделяется на
три зоны: гидравлически гладких труб, когда потеря на трение, а
следовательно, и коэффициент гидравлическою сопротивления не
зависят от внутренней шероховатости трубы; переходную зону (сме-
шанного трения), когда X зависит от режима течения и шероховатости;
гидравлически шероховатых труб (квадратичного трения), когда X
зависит только от шероховатости трубы и не зависит от режима те-
чения. Эти зоны разделяются между собой так называемыми пере-
ходными числами Рейнольдса, которые найдены на основании экс-
периментальных данных. Эти зоны характеризуются следующими
числами Рейнольдса:
гидравлически гладки трубы 2320 < Re < Rej пч>;
переходная зона Rei пер < Re < Re2nq>;
квадратичное трение Re2nep < Re.
Переходные числа Рейнольдса определяют по формулам
Reinep - 59,5/ев,?; (5.7)
Re2 пер “ (665 - 7651g е)/е, (5.8)
где е - относительная шероховатость трубы,
€ - 2e/D, (5.9)
где е - абсолютная шероховатость трубы (е 0,2 мм для нефтепровод-
ных труб после нескольких лет эксплуатации).
В зависимости от вязкости и скорости движения жидкости одна и
та же труба может быть гидравлически гладкой или шероховатой,
поэтому, прежде чем вычислять значение X, необходимо знать для
заданной жидкости и условий перекачки эону течения.
Для зоны гидравлически гладких труб при Re < Reinep коэффи-
циент гидравлического сопротивления определяют по формуле Бла-
зиусэ
X = 0,3164/УЙ. (5.10)
Для определения коэффициента гидравлического сопротивле-
ния в зоне смешанного трения применяют ’’универсальные” формулы.
54
л
Их структура такова, что при малых Re они обращаются в формулы
типа А - X(Re), а при больших переходят в формулы типа X - Х(е).
Наибольшее распространение для вычисления X в зоне смешанного
трения получили формулы, предложенные И.А. Исаевым,
6,8 ‘
1
— — 1,81g
кэ
3JD
Re
(5.11)
и А.Д. Альтшулем
Х-0,11
кэ 68 \n2S
- +-----1
D Re /
(5.12)
где кэ - эквивалентная шероховатость, значения которой (по данным
А.Д. Альтшуля) приведены в табл. 5.5.
В зоне квадратичного трения коэффициент гидравлического
сопротивления не зависит от вязкости (от числа Рейнольдса) и опре-
деляется по формуле Никурадзе
-г--1,74-21ge.
уХ
(5.13)
Таблица 5.5
Материалы и вид трубы Состояние трубы кэ> мм
Бесшовные стальные Новые и чистые 0,01-0,02
трубы 0,014
Сварные стальные После нескольких лет эксплуа- 0,15-0,3
трубы танин п э
Новые и чистые 0,03-4),12
С незначительной коррозией 0,1-0,2
пос те очистки (5Д5
Умеренно заржавленные 0,3-0,7
Старые заржавленные 0,8-1,5
Сильно заржавленные или с 2-4
большими отложениями з
Примечание. В
его средние значения.
числителе приведены пределы изменения kv в знаменателе —
55
В нефтепроводной практике режим квадратичного сопротивле-
ния не наблюдается. Он встречается при транспорте газа. В нефте-
проводах чаще встречается режим гидравлически гладкого трения
(Re < Reinep), в продуктопроводах - смешанное трение (Reinep <
< Re < Rejnep)-
Потери напора от трения можно определить с помощью обобщен-
ной формулы акад. Л.С. Лейбензона
Q2-mvmL
ьт-р - s—,
D5”m
где
(5.14)
(4 \2-л»
л /
(5.15)
Значения величин п?, А и Р при разных режимах течения жид-
кости даны в табл. 5.6.
Гидравлический уклон i представляет собой потерю на-
пора на трение, отнесенную к единице длины трубопровода.
1 на
D 2g
(5-16)
или по Лейбензону
п2-т т . p5-fn Значения коэффициентов обобщенной формулы Лейбензона для разных режимов течения жидкости (5.17) Таблица 5.6
Режим течения т А ₽» с’/м
Ламинарный Турбуленгный в зоне Блазиуса 1 0,25 64 0,3164 128/(ng) - 4,15 - 0,242/(ng) - 0,0247
Область смешанного трения Область квадратичного трения 0,125 0 Ч 0,1251g — -0,625 10 D Л ₽ = 0,08024 8Х/(л3^) • 0.0826Л
S6
5.1. График для йвфгделеямя
Отложим от начальной и конечной точек на профиле трассы тру-
бопровода напоры • Pi/pg и Н2- p2lpg (рис. 5.D'и концы получен-
иях отрезков соединим прямой. Эта прямая называется линией па-
сения напора или линией гидравлического уклона i. Она показывает
(аспределение напора по длине трубопровода!.
Аналитическое выражение линии гидравлического уклона имеет
(5.18)
Н °Н J-ix - (z - Zj),
де х, z - соответственно текущие значения продольной координаты и
нивелирной высоты.
Тангенс угла наклона этой прямой называется гидравлическим
уклоном (геометрическое определение).
Из чертеж > видно, что
(5.19)
L
деН1 - Н2 - (z2 - zt) = hx - потери напора на трение..
Если на каком-либо участке трассы проложен параллельный
рубопровод (лупинг)’или трубопровод другого диаметра (вставка),
идравлический уклон на нем будет отличаться от гидравлического
гклона магистрали. Найдем соотношение между гидравлическим
Уклоном лупинга (вставки) и магистрали. Будем считать, что режим
движения нефти в них одинаков.
По формуле Пейбензона гидравлический уклон магистрали
/=р
£
д5-т
(5.20)
57
а гидравлический уклон лупингованного участка
О?-"1 *т
/.р-4------р
Учитывая, что + Q3 “ Q, получаем
где
Обычно потери напора на местные сопротивления в магистраль-
<ых трубопроводах незначительны и их принимают в размере 1-2 %
уг потерь напора на трение.
(5.21 Расчет потерь на трение в коротких трубопроводах внутристан-
тонной обвязки (на нефтебазах) должен вестись с подробным уче-
там всех имеющихся местных сопротивлений. С -помощью эквива-
лентной длины расчет потерь на трение в трубопроводе с местными
сопротивлениями сводится к расчету потерь на треиие в прямой трубе,
(5.22| г-иведенная длина которой L„ - + L, (где - длина фактическая;
• э - длина эквивалентная)
(5.23,
rlT ' A-----------
D 2g
(5-29)
гдеОп - диаметр лупинга.
ЕслиОл-О, то
Уравнение баланса напоров. Для магистрального нефтепровода
постоянного сечения, имеющего л однотипных насосных станций,
каждая из которых создает напор На, уравнение баланса напоров
обычно записывают так
о - 1/22“т. - (5.24)
Тогда при ламинарном режиме ы 0,5, при турбулентном в зоне
Блазиуса ы 0,297, для квадратичной области о 0,25.
Аналогично можно вывести, что гидравлический уклон для
вставки
(5.25.
n-g7/Dep-"«. (5.26)
Формулы для определения потерь напора на местные сопротив
ления. На линейной части трубопровода имеются местные сопротив
пения - задвижки, повороты, сужения и т.д. Потери напора на мест
ные сопротивления определяют по формуле
, (5.27)
где £, - коэффициент местного сопротивления, зависящий как от вид
сопротивления, так и от характера течения жидкости.
Потери напора на местные сопротивления можно выразить длиной
эквивалентной местным сопротивлениям
(5.2S1
Р р,
—+ nHct”hx + Дг +—, (5-30)
pg Pg
>де Pjpg - напор перед головной станцией, который будем обозна-
чать A h,, ря /pg - напор в конечной точке трубопровода; Дz z2 - zx -
>азность геодезических высот конца и начала трубопровода.
В левой части уравнения (5.30) располагаемый напор, т.е. подпор
на головной станции Aft, и суммарный напор, создаваемый основ-
ными насосами станций магистрального трубопровода, в правой части
суммарное гидравлическое сопротивление; потери напора на трение
41 разность геодезических высот Az и остаточный напор в конечной
ючке трубопровода, необходимый для преодоления гидравличес-
сого сопротивления в коммуникациях конечного пункта и высоты
олива нефти в резервуаре.
( 18. Характеристика трубопровода
Характеристикой трубопровода называется зависимость между
ютерями напора Н и расходом Q, т.е. И =f(Q)
Из уравнения (5.30) следует, что общие потери напора Я, которые
должны преодолеть насосные станции, слагаются из потерь на трение
Лт и преодоление разности нивелирных отметок Az, т.е.
I и.6 (5.31)
58
J
или
H-fQ2~mL+bz, (5.32
где / “ ₽Mm/D5~’n - гидравлический уклон при единичном расходе
((? = !)•
Если трубопровод имеет участки с лупингами, то на основании
очевидного равенства
Н “i(L — xn) + inxB + Az.
Тогда формулы (5.22)
Н -i[L - (1 - о)хл) + Az
или
Н (L - (1 - ы)х„] + Az, (5.33)
гдехп - суммарная протяженность лупингованных участков.
График зависимости потери напора от расхода Я f(Q) называет
ся характеристикой трубопровода.
Уравнения (5.31)-(5.33) являются аналитическими выражениями
характеристики трубопровода.
При малых расходах в зоне ламинарного течения зависимость Н oi
Q - линейная (2 - т = 1). При Q > !/4nDvReKp она выражается пара
болой (2 - т «= 1,75; 2 - т 2). Начальной точкой характеристики
является конец отрезка Az, откладываемого по оси Н (при Q я
Н - Az) вверх, если za > zlt или вниз, когда za < г,. Если в конце
трубопровода имеется противодавление ₽а, то к значению Az при
бавляетсяра/р£.
Величины v, L и D определяют крутизну характеристики: чем
больше вязкость нефтей v, протяженность трубопровода L нли чем
меньше его диаметр D, тем характеристика круче.
Если на график Q - Н нанести суммарную характеристику насо
сов (насосных станции) лЯет(С) и характеристику трубопровода И (Q
то совместный график называется совмещенной характеристике,
(см. рис. 4.6). Пересечение характеристики трубопровода с суммар
ной характеристикой насосных станций определяют рабочую точк
нефтепровода. Параметры рабочей точки а (Я, и характер»'
зуют потери напора в нефтепроводе и его пропускиу
способность при заданных условиях перекачки.
Баланс напоров и равенство подачи насосов расходу в трубопр*
воде (материальный баланс перекачки) дают основание для следук
шего важного вывода: трубопровод и расположенные на его трасс
насосные станции составляют единую гидравлическую систему.
«о
Это положение является исходным при решении любых вопро-
перекачки нефти (нефтепродуктов) по магистральным трубопро-
ам. Изменение режима работы какой-либо одной из насосных
ший (например, отк зючение части насосов) нарушит режим ос-
иных станций и Сл-лон-'еменно повлечет за собой изменение ре-
<а работы трубопровода в целом. И, наоборот, изменение сопро-
пения какого-либо перегона окажет влияние на режим работы всех
эсных станций трубопровода.
19. Определение расчетной длины трубопровода,
еревальные точки
При гидравлическом расчете, как правило, сочетают аиалитичес
<е выкладки с графическими построениями. Прежде чем рассчитать
1сло насосных станций, определяют гидравлические уклоны в оди
>чной трубе । и лупинге (вставке) i„. Затем исследуют профиль трассы
1Я нахождения перевальной точки и расчетной длины трубопро-
ща. Для этого на сжатом профиле в соответствии с принятыми на нем
юштабами длин и высот строят прямоугольные треугольники,
ображаюшие, например, падение напора на участке трубопровода
[иной 100 км (рис. 5.2, о). Вертикально вверх от какой-нибудь точки с
стороне от профиля или на нем) в масштабе высот строят отрезок cb,
вный по значению напору на трение, теряемому на преодоление
противления в трубе длиной 100 км; по горизонтали, вправо от
чки с, в масштабе длин откладывают отрезок са, равный по вели-
ке 100 км, соединяя точки о и б прямой, получают треугольник hac,
рактеризующий гидравлический уклон /0. Затем параллельно
лотенузе этого треугольника проводят касательные i0 к вершинам
|нии профиля. Если какая-нибудь из касательных не пересекает
где в другом месте профиль, то соответствующая вершина (напри-
ip, точка л) является перевальной точкой, необязательно
дяется наивысшей точкой трассы- Расстояние от перевальной точ-
I до начальной точки трубопровода называется расчетной
1ИНОЙ.
I Легко показать, что достаточно закачать жидкость на переваль-
Ю точку, чтобы она с тем же расходом самотеком достигла конца
рбопровода. Располагаемый напор, равный разности z„ - za, больше
hopa, необходимого для преодоления сопротивления на участке от
ревальной точки п до конца трубопровода:
*П — Z2 *0 ,) ^*п)»
Lo, Ln - соответственно полная длина трубопровода и расстояние
Го начала по перевальной точки.
Таким образом, самотек жидкое и за перевальной точкой обес-
Г*’
Рис. 5.Z Пфоччьнм точка.
а — графическое определение перевальной точки
и расчетной длины; б - течение жидкости за пе-
ревальной точкой
Рассмотрим движение жидкости за
перевальной точкой. В промежутк
трассы от перевальной точки л до Ко-
нечного пункта h выделим два уч8<
ка: лп, длиной lt и л ,h длиной /3 (рис
5.2, б). На последнем из них самоте
ное движение жидкости обеспечивается разностью высот точек л, и h
(ilj-Azj, _Л). На участке пл, Дгя_п >//,. Но это противоречит уело
вию баланса потерянного (й,) и активного (Дгп_,. ) напоров. Следова
тельно, иа участке лл, гидравлический уклон должен быть больше
/. Это возможно только в случае увеличения скорости движения жид
кости на участке п л, Из уравнения сплошности
Q“wF, (5.34
видно, что с увеличением скорости живое сечение потока должно
уменьшаться. Следовательно, за перевальной точкой (до пункта л ,)
жидкость движется при частичном заполнении поперечного сечения
трубопровода. Давление на этом участке равно давлению насыщен-
ного пара перекачиваемой жидкости.
§ 20. Определение числа нефтеперекачивающих станций
Необходимое число нефтеперекачивающих станций п0 ©предел
ют из уравнения баланса напоров
р,-р,
О. ♦ дт ♦ ——-
РС
/ (5.3?
'»
«2
Значение п0 обычно оказывается дробным Его округляют до
ел ого числа п. Пропускную способность нефтепровода при округ-
енном числе станций будем называть проектной. Если п0 округлено в
ольшую сторону, то проектная пропускная способность будет
эльше заданной (?0 и, наоборот при округлении п0 в меньшую сто-
эну проектный расход С, окажется меньше заданного Qo.
Если поставлено условие, чтобы проектная пропускная способ-
ость была равна заданной, то суммарная характеристика насосных
ганций должна пересекаться с характеристикой трубопровода на
иртикальнои линии, соответствующей расходу Qo. При округлении п0
меньшую сторону прокладывают лупинг (или вставку большего
иаметра), уменьшающий сопротивление трубопровода.
Необходимую длину лупинга х„ определяют из уравнения балан-
1 напоров
—+ лНст =i[L-(l - <o)xn] + Az+ —,
Pg Pg
ie п - округленное (в меньшую сторону) число станций; /4г - напор,
ввиваемый одной станцией при расходе Qo. Учитывая выражение
L35), получим
(5.36)
^“^/(i’-o) ‘
.Можно делать округление п0 в большую сторону, но при это
>бходимо уменьшать расчетный напор станции Нст.
Прохождение через выбранную точку суммарной характеристи-
насосных станций может быть обеспечено уменьшением числа
:осных агрегатов и обрезкой рабочих колес насосов.
Диаметр рабочего колеса после обрезки
(5.37)
/ Я. +Ь20
ie D - диаметр колеса насоса до обрезки; а, b - величины, входя-
ие в аналитическое выражение характеристики насоса (Я = а - bQa)
>и диаметре колеса D; Н* - напор, который должен создавать насос
>и расходе Qo (после обрезки колеса).
Допускается обрезка до 10 % от диаметра колеса. Насосные стан-
|и, оборудованные поршневыми насосами, при округлении их чис-
в большую сторону будут работать с недогрузкой. Округление же п0
меньшую сторону приводит к перегрузке поршневых станций. Для
(еспечения нормального режима работы необходимо уменьшить
(5.38)
потерю напора. Это достигается прокладкой лупинга (вставки), длину
которого можно найти по формуле (5.37).
§ 21. Расстановка станций, лупингов
и вставок по трассе трубопровода
Задача размещения станций и лупингов по трассе трубопровода
наиболее наглядно решается графически по методу Шухова. Пусть на
профиле AD следует разместить насосные станции и лупинги (рис. 5.3).
Сначала рассмотрим способ расстановки станций, когда п взято с
превышением против теоретического п0. В этом случае из точки А на
профиле по вертикали вверх (в масштабе пысот) откладываем напор
АВ* развиваемый всеми станциями при полном напоре,
АВ-пН г> л0Нст, (5.39)
так как п> п0.
Точку В соединяем прямой тинией с точкой D. Очевидно, уклон
этой линии больше проектного гидравлического уклона, так как
пропускная способность трубопровода при п больше заданной. Пря-
мую АВ делим на равные отрезки по числу станций. Каждый отрезок
(А а * fjy = у В) представляет собой напор, создаваемый одной
станцией. Через точки а, 3, V проводим линии, параллельные наклон
ной прямой BD, до пересечения с профилем. Точки а , ₽', у' дадут
местоположения насосных станций на профиле трубопровода. Сме-
щение станций с этих фиксированных точек создает неблагоприят-
ные условия работы трубопровода: пропускная способность на одних
перегонах становится больше, а на других - меньше среднего зна
чения. Последние будут лимитировать общую пропускную способ
ность трубопровода.
Если же число станций п взято меньше теоретического числа п( и
для компенсации недостающего напора намечено уложить лупинги
длиной хл, то размещение станций можно проводить с большей сво-
бодой выбора их местоположения.
Пусть ш профиле AD (рис. 5.4) следует расставить несколько
станций (например, три). Точка В - перевальная точка, за которой
жидкость самотеком поступает в емкость конечного пункта D.
В
Г
fi
а
А
ус. 53- Размещение насосйых станций (прос-
тейший случай)
64
р»: 5.4. Зош возможного располо-
женья промежуточных станций при
183МЧЮI лупингов
Из точки А вверх по вертикали в масштабе высот откладываем
отрезок Аа3, равный напору создаваемому всеми (тремя) станциями.
При этом отрезки Да j = о2аз соответствуют напору, создавае-
мому одной станцией (за вычетом остаточного напора pjpg, исполь-
зуемого для закачки нефти в емкость конечного пункта станции).
Далее из точек аэ и В, как из вершин, строим так называемый
параллелограмм гидравлических уклонов а3, Ь3, В, Ь3. Стороны этого
параллелограмма образуют с горизонталью углы, соответствующие
гидравлическим уклонам i0 и i„.
Верхняя ломаная линия а3Ь3В характеризует падение напора в
трубопроводе в том случае, если головная станция, создавая весь
потребный напор, заменяет все промежуточные станции, и лупинг
расположен на начальном участке трубопровода. Ломаная а3Ь3В
соответствует расположению лупинга в конце нефтепровода перед
перевальной точкой.
Длину лупинга определяют как горизонтальную проекцию х„
отрезка а3Ь3 (или Ь3В). Длина лупинга не зависит от места его рас-
положения. Очевидно, лупинг можно распределить по трассе и от этого
его суммарная длина не изменится (сумма горизонтальных проекций
отрезков а3« и ₽ у равна проекции а3 Ь3 на горизонталь). Для умень-
шения гидродинамического давления в трубе лупинги рекомендует-
fl укладывать в конце перегона между станциями. После построе-
ния параллелограмма гидравлических уклонов через вершины Ь3 и Ь3
(см. рис. 5.4) проводят две вертикальные линии Ь3 Ь2 Ьг и b3b'2. Из точек
а2 и ах> хак из вершин, строят части подобных параллелограммов.
Тогда при пересечении с профилем каждый из этих параллелограммов
даст по две точки ее* и //. Участок профиля между точками е и е
является зоной возможного расположения второй насосной станции
(первая станция находится в голове нефтепровода в точке А). Точно
так же на участке f - f можно выбрать пункт для третьей насосной
станции.
После того как выбраны площадки для этих станций, например
гочки EmF (рис. 5.5), приступают к размещению лупингов на профиле
трубопровода. Нг первом перегоне лупинг устанавливают в конце
65
Рис- 5-5. Размекпеьие ставгнй и .угангоЕ
no ipacte трубопровод*
участка перед второй станцией. Для этого из точки Е под углом к
горизонтами, соответствующим -гп, проводят* лийию ЕКХ до пересе-
чения с линией е. Из этого построения видно, что на участке от 40 до
Ко укладывается одиночная груба, а на участке К0Е0 - двойная (с
л у пингом). Падение напора на первом участке выражается ломаной
пинией ах Е. Параллельно наклонной прямой Kt Е проводят прямые
К2е, и К3е3 через точки, лежащие на прямых - К3 и Е - е3. От-
резок е2Е ° K2Kt ааох ахД представляет собой напор, создавае-
мый одной станцией.
Подобным же образом строят линию падения напора на втором
перегоне. Для этого из точки е2 проводят линию e2g2 под утлом,
соответствующим ц к горизонту до пересечения с прямой g2F,
проведенной через точку F лод углом, соответствующим i„. Таким
образом, на этом neper оне лупинг будет размещен на участке Go Fo.
По этому методу размещаем лупинг на остальных перегон х
(например, участок Н.(В0).
Итоговая линии падения напора изображена ломаной Аа j Ee2g2*
•KFf3 h3B (линия с точками).
§ 22. Гидравлический расчет трубопровода
при заданном размещении насосных станции
Часто в плановом задании на проектирование местоположения
промежуточных станций привязывают к населенным пунктам, н див-
ным станциям, нефтебазам и другим объектам. Поэтому перед проек-
тировщиками возникает задача определения пропускной способ-
ности трубопровода при заданном размещении насосных станций. По
заданной пропускной способности нефтепровода выбирают диаметр
трубы. Затем определяют гидравлические уклоны по учлеткам
(5.40)
и
где Lj - длина участка J; z., z; + i - геодезические отметки начала и
конца участка /; (Pi - Р2)'Рё ~ пьезометрический напор, создавав-
ший насосами станции при давлении pt (за вычетом напора, резер-
вируемого в конце перегона, p2lpg}.
Наименьший из гидравлических уклонов характеризует лими-
тирующий участок нефтепровода.
Затем по формуле (5.20) строят график Q - f(i). На нем находят
минимальный расход Qmin, соответствующий минимальному (лими-
тирующему) гидравлическому уклону. Если этот расход окажется
меньше заданного Q3, то на графике Q f(i) находят предельный гид
равлический уклон соответствующий Q3t и на всех участках, для
которых вычисленный по формуле (5.40) гидравлический уклон
получился меньше предельного, ставят лупинги или вставки больше-
го диаметра.
Длину лупинга или вставки на рассматриваемом перегоне оп-
ределяют из следующих соображений. Так как
. г _ _ . Pi "ра
-zJ+1 + А
и
р ~р
“ xnj) + *nxnj ~zj ~ zj — l +
то
I (5-41)
'пр ~ 'л
где in - гидравлический уклон в лупинге (вставке) для заданного
расхода; xnj - расчетная длина лупинга на J-м перегоне.
§ 23. Увеличение пропускной способности нефтепроводов
С необходимостью увеличения пропускной способности нефте-
проводов приходится встречаться при проектировании, сооружении
и эксплуатации трубопроводов. Для выбранного диаметра и толщины
стенки трубы и конкретного насосного оборудования расчетная
пропускная способность нефтепровода может оказаться ниже требуе-
мой. Проектировщик должен решить задачу доведения пропускной
способности до заданной. Вариантов увеличения пропускной способ-
ности бывает, как правило', несколько. Магистральный нефтепровод
67
н
Рис. 5.6. График влияния разности геодезических высот начала и конца трубопровода Ьх
ва увеличение его пропускной способности Q при удвоении НС:
1 — трубопровод, идущий на подъем, х /Q03; II — трубопровод с Az а 0 (в частно»:
случае горизонтальный трубопровод), х (?а/2оа; Ш — трубопровод, идущий под уклон
х -Сз/Ооз;2 ~ одна - две НС
Рис. 5.7. График двух вариантов увеличения пропускной способности трубопровода (Наж
"const.х -Q**fQ0,Ha+ const,х -Q* К20)уд&зехме»л НС:
1 — характеристика трубопровода; I — одна НС; 2 — две НС; 3 — одна НС после реконст-
рукции; 4 — две НС после реконструкции
сооружают и вводят в эксплуатацию очередями. Каждая последующая
очередь дает определенную степень прироста пропускной способ-
ности нефтепровода. Технологические режимы эксплуатации нефте-
провода на каждой стадии (очереди) необходимо закладывать в
проект. Наконец, открытие новых и истощение существующих мес-
торождений, строительство новых нефтеперерабатывающих заводов
предопределяет задачу увеличения пропускной способности в целом
всего действующего нефтепровода или отдельных участков трубо-
проводной системы.
Наращивание пропускной способности проектируемого или дей-
ствующего нефтепровода может быть обеспечено увеличением числа
насосных станций, прокладкой лупингов (вставок большего диаметра)
и комбинированными способами. При этом существенные трудности
при решении задачи увеличения пропускной способности действую-
щего нефтепровода оказывает профиль трассы. На рис. 5.6 показано,
что при удвоении числа насосных станций (НС) наибольшая степень
увеличения пропускной способности х будет для трубопровода,
идущего на подъем, (Az > 0). (Под степенью увеличения пропускной
способности понимают отношение увеличенной пропускной способ-
ности Q к начальной Qo, х Q/Qo)-
68
Любой способ увеличения пропускной способности нефтепрово-
да можно осуществить по двум вариантам: с сохранением рабочего
напора (давления) Н„ и с изменением Нст. Первый вариант предпоч-
тительнее, так как полнее используется прочность трубопровода. Но
при этом следует предусматривать реконструкцию всех насосных
станций (замена насосов или роторов, или рабочих колес). Второй
вариант предопределяется пологопадающей характеристикой на-
сосного оборудования магистральных трубопроводов. На рис. 5.7
показаны оба варианта увеличения пропускной способности для
случая удвоения насосных станций. Без реконструкции насосных
станций эффективность удвоения ниже, так как рабочий напор каж-
дой станции снижается с Н„ до Я*.
Так как все перегоны взаимосвязаны, то увеличение числа на-
сосных станций должно быть кратным (удвоение, утраивание и т.д.)
Дпя действующей полностью загруженной трубопроводной сис-
темы экономически оправданным является только удвоение числа
насосных станций.
При выводе нефтепровода на проектную пропускную способное гь
по очередям пуска коэффициент кратности может быть больше двух.
Посмотрим, что дает удвоение числа насосных стакцю при Н„
const. Для этого воспользуемся уравнением баланса напоров.
До увеличения пропускной способности нефтепровода уравне-
ние баланса напоров на основании внражениея (5.30) или (5.35) имеет
вид
Р, ₽а
-— + пН„ “inL + Az +--.
Pt Pt
После удвоения числа насосных станций уравнение баланса напо-
ров примет вид
Р. ₽а
—+ 2nH„ = iL+Az + —.
Pg ' Pg
Имея в виду, что Pj и р2 практически не зависят от расхода,
вычитая из вгорого уравнения первое (соответственно левые и пра-
вые части), с учетом выражения (5.1 /) находим
1
и./1 + "Н" j’”". (5.42)
I /
При получении выражения (5.42) предполагали, чю режим те-
чения жидкости не меняется (л? ж const). Возможная степень увели-
69
чения пропускной способности при удвоении насосных станций су-
щественно зависит от профиля. Второе слагаемое в выражении (5.42)
представляет собой отношение суммарного напора, создаваемого
существующими насосными станциями, к потерям напора на трение
при начальной пропускной способности Qo. Для трубопроводов,
идущих на подъем, пН„ > i0L, так как часть создаваемого напора
(давления) идет на преодоление гидростатического противодавления
(Az > 0) и второе слагаемое в выражении (5.42) больше единицы.
Если же трубопровод идет под уклон, то nHCT < i0L (Az < 0 превра-
щается в дополнительный активный напор), и второе слагаемое в
выражении (5.42) будет меньше единицы. Таким образом, эффектив
ность удвоения насосных станций для трубопроводов, идущих на
подъем, выше. Аналогичный вывод был получен при анализе. Однако
следует иметь в виду, что Qo существенно зависит от профиля.
Для равнинного трубопровода Az s 0. Имея в виду, что во многих
случаях Pi * р2 из уравнения баланса напоров следует пН„ i0L.
Тогда выражение (5.42) принимает вид
1
х-22'т. (5.43)
Таким образом, для равнинного трубопровода удвоение числа
насосных станции увеличивает его пропускную способность в два раза
(и 2) при ламинарном режиме (т 1), х 1,486 при турбулентном
течении в зоне Блазиуса (т » 0,25) их 1,41 при квадратичном режиме
течения (т «= 0).
Если при удвоении числа насосных станций реконструкция их не
предусматривается (Нст const), то уравнения баланса напоров можно
записать:
до удвоения п
+ п(а - bQ*-m) = i0L + Az + —;
Pg
после удвоения п
Рх р
~— + 2n(a — bQ2 m)^iL + Az +——.
Вычитая очно уравнение из другого, после несложных преоб-
разование нтходим
70
И ‘
1
n(a-bQ* m)
1 +------------
iLL + 2nbQ*-m
2-m
(5.44)
Для равнинного трубопровода (Az = 0) л (а - bQ$ m) i0L. Тогда
из выражения (5.44) получаем
(5.45)
Сравнивая выражения (5.42) и (5.44), а также выражения (5.43) и
(5.45), видим, что эффективность удвоения насосных станций без
реконструкции их существенно ниже в сравнении с Н„ const. (Во
втором слагаемом выражения (5.44) в числителе также создаваемый
напор существующими станциями при Qo, а в знаменателе к потерям
на трение при Qo имеется значительная добавка). Это объясняется тем,
что при пологопадающей характеристике насосного оборудования
создаваемый напор падает при увеличении подачи.
Если заданный расход меньше расхода, полученного при удвое-
нии насосных станций, то для увеличения пропускной способнос-
ти целесообразно применить лупинг (вставку большего диаметра).
Эту задачу также можно решить в лвух вариантах: const чНФ
* const.
По аналогии с предыдущим запишем уравнение баланса напо-
ров при Нст const до прокладки лупинга
. ₽а
— + пН_ » !,.L + Az +-,
Pi 0 Pg
после его прокладки
— + nHCT«i(L-xn) + inxn + Az + —-•‘ifL- (1 - ы)хл] + Az+ —л .
Р* Pi Pg
Откуда iL = i[L - (1 - ы)хл].
С учетом выражения (5.17) необходимая длина лупинга
71
Парьметр w определяют по выражению (5.23). Если На + const, то
уравнение баланса напоров запишем в виде:
до прокладки лупинга
р р
l-- + n(a- bQl~m)-i0L + Az + —,
Pf Pf
после прокладки лупинга
—+ n(a-bQ2 (1 ~(1))хл] и Az+ -^-.
Pg . Pf
Решая совместно оба уравнения, после преобразований получаем
1
t nbQ*~m \
L “ 1-w \ l0L /
Сравнивая выражения (5.46) и (5.47), видим, что необходимая
длина лупинга при t const больше в сравнении с Нп const. Это
объясняется пологопадающей характеристикой центробежных на-
сосов.
Если необходимая степень увеличения пропускной способности
больше, чем дает удвоение насосных станции, то можено применить
комбинированный способ, а именно:) двоение НС и лупинг. В этом
случае необходимую длину лупинга определяют по формулам:
при/4т “const
! п '.2-т
хл *
—- В 1 ~
L 1-0
при На ¥= const
(5.49)
где ><2П — степень увеличения пропускной способности при удвоении
НС, определяемая соответственно по формулам (5.42) и (5.45).
72
5.8. График расстановки НС при уд*
гни НС при Нст - const (проектные ва-
!ТЫ)
Непростой задачей при увеличении пропускной способности
нефтепроводов является расстановка дополнительных насосных
станций по трассе. На рис. 5.8 показано, что до удвоения НС проме-
жуточная станция находилась в точке А, а после удвоения НС (пунк-
тирные прямые) промежуточные станции необходимо разместить в
точках В, С, D, т.е. промежуточную НС из точки А необходимо пере-
местить в точку С. Очевидно, с этим можно согласиться только при
сравнении проектных вариантов увеличения пропускной способ-
ности. Отсюда следует вывод, что при просчете проектных вариан-
тов задачу увеличения пропускной способности нефтепровода можно
решать как в целом для всего трубопровода, так и для каждого эк-
сплуатационною участка и отдельного перегона между станциями.
При этом длины перегонов между станциями по вариантам будут
разными. Естественно, что для действующего трубопровода смещать
промежуточные насосные станции возможности нет. Поскольку для
действующего нефтепровода Аги длины перегонов между станция-
ми различны, то увеличение пропускной способности надо рассчи-
тывать по каждому перегону в отдельности и проводить согласование
пидач на границах перегонов. Для этого в формулах (5.42) -> (5.49)
следует положить п = 1 и брать все параметры, относящиеся к данному
перегону.
На рис. 5.9 показан пример расстановки дополнительных НС
действующего нефтепровода при Н„ - const. Пусть на нефтепроводе
было две НС: головная и промежуточная в точке А. Пропускная
способность нефтепровода Qo (гидравлический уклон »0). Число на-
сосных станций решили удвоить. Построение делаем в следующем
Порядке. В начале нефтепровода откладываем отрезок, равный
2НСТ, и соединяем данную точку с точкой А (пунктирная прямая). При
этом гидравлический уклон (угол наклон? будет , что соответствует
вполне определенному расходу > Qn. Из вершины отрезка
73
Рис. 5.9. График расставовки дополнительных НС при удвоеиии НС на действующе
нефтепроводе приЯст const
проведем пунктирную линию l к найдем местоположение допои
нительной НС на первом перегоне в точке В. Аналогичные построе
ния делаем для второго перегона, т.е. в точке А откладываем отрезок
2/^, и т.д. Находим, что дополнительная НС на втором перегоне долж
на быть расположена в точке С. При этом гидравлический уклон и
пропускная способность второго перегона будут равны соответствен
но и Q2. Визуально отмечаем, что > i2 (гидравлический уклон -
это тангенс yi ла наклона линии падения напора). Отсюда следует, чгс
Q1 > (?2-
Уравнять пропускные способности перегонов можно нескольки
ми вариантами. Например, решили, что пропускная способности
нефтепровода должна быть равна Qt. Для этого из вершины отрезки
2Я„ в точке А проводим прямую (прямая с кружочками) под углом
и находим длину лупинга х„ «предварительно надо принять Dn j
вычислить 1Л). Дополнительная НС на втором перегоне переместит
ся в точку С. Если же устраивает меньшая пропускная способност'
t)2, то .на первом перегоне можно снизить развиваемый напор Н„ дг
Н*1, Для нахождения из точки А проводим прямую под углом i2
(прямая с треугольниками). Полученный отрезок 2Н^ делим пополам
и обратным построением находим точку В, в которой необходиь
поместить дополнительную НС на первом перегоне. Пропускную
способность нефтепровода можно привести к какой-то величине
отличной от и (?а.
Аналогично решаем задачу увеличения пропускной способности
неф! епровода с любым числом перегонов. Процедура согласовани
пропускной способности на границах перегонов в этом случае у»
ложняется не только из-за большего числа перегонов, но и из-за того,
что на разных перегонах может быть избран различный способ увс
74
личения пропускной способности (на одном перегоне удвоение НС, на
другом только лупинг, а на третьем комбинированный способ). А
отсюда число рассматриваемых вариантов возрастает, так как, в
общем случае, на каждом перегоне мол ет быть применено несколько
способов увеличения пропускной способности.
§ 24. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра
трубопровода
Теоретически перекачку нефти с заданным расходом можно
осуществить по трубопроводу любого диаметра D. Причем для каж-
дого диаметра будут вполне определенные параметры перекачки
(толщина стенки трубы, число насосных станций, рабочее давление и
т.д.). Таким образом, капитальные затраты К и эксплуатационные
расходы Э зависят от диаметра трубопровода D. Поэтому возникает
вопрос об отыскании оптимального диаметра трубопровода (опти-
мального варианта трубопровода). По действующей в настоящее время
методике оптимальный диаметр трубопровода определяют по мини-
муму приведенных расходов.
Для определения экономически наивыгоднейшего диаметра
трубопровода по приведенным расходам необходимо провести гид-
|равлический расчет по нескольким вариантам. Зная годовую пропуск-
ную способность трубопровода (см. табл. 5.2) ориентировочно выбира-
ют диаметр (наружный) трубопровода D„. К нему добавляют еще два
диаметра, ближайшие по государственным стандартам - больший и
меньший, и дальнейший расчет осуществляют по трем стандартным
диаметрам.
Порядок расчета следующий. Для каждого диаметра вычисляют
толщину стенки трубы д и округляют до стандартной в большую
сторону. Определив внутренний диаметр D 26, по каждому
варианту находят фактическую скорость потока w, режим течения Re,
в зависимости от которого вычисляют коэффициент гидравлического
сопротивления Л и потери напора на трение hT. Рассчитывают полные
потери напора в трубопроводе « Н + huc (где Н определяют по
формуле (5.32); hMC (0,01 + 0,02)пт - потери на местные сопротив-
ления). Расчетный напор, создаваемый одной насосной станцией,
вычисляют по формулам (4.4) - (4.6). Расчетное число насосных стан-
ций по каждому трубопроводу находят по формуле (5.35). Найденное
значение округляют до целого п в большую или меньшую сторону.
Если и < п0, то для обеспечения заданной пропускной способности
необходимо сооружать лупинги или вставки большего диаметра.
Длину лупинга или вставки определяют по формулам § 23. При этом,
как правило, диаметр лупинга принимают равным диаметру основной
трубы, а диаметр вставки берут следующий по стандарту в большую
сторону от диаметра основной трубы. __
/3
Капитальные затраты на сооружение трубопроводов определяют
по формулам*
для трубопроводов со вставками
К -C(L - хв) + С,лв + Q„c + (п - 1)С„„с + Ср Vp, (5.50)
где С - стоимость единицы длины основного трубопровода; Св - стои-
мость единицы длины трубы для вставки; QHC, Спнс - стоимость соот-
ветственно головной и промежуточной насосной станции; Ср - стои-
мость единицы резервуара; Vp - суммарная устанавливаемая вмес
тимость на трубопроводе;
для трубопровдов с лупингами
Л — CL + С + Qhc (л “ 1)0шс + Ср Vp, (5.51
где С,, - стоимость единицы длины параллельного трубопровода.
Дополнительные капитальные вложения, учитывающие надбав
ку на топографические условия грассы, определяют с помощью попра-
вочных коэффициентов fct, приведенный в табл. 5.7. Капитальные
затраты, вычисленные по формуле (5.50) или (5.51), необходимо ум-
ножить на коэффициент kj.
Кроме коэффициента, отражающего топографические условия
трассы, необходимо учитывать дополнительные капитальные вло-
жения Кдоп в зависимости от территориального района прохождения
трассы, которые определяют по формуле
^доп в~ ^>(^тер ~ 0» (5.5
где 1р - протяженность участков трубопровода, приходящих по райо-
нам, к которым применяют территориальный коэффициент к^.
Коэффициент ктер зависит от территориального района строительст
ва магистральных трубопроводов и распределения республик, краев и
областей по территориальным регионам.
Эксплуатационные расходы Э определяют по формуле
Э - («? + а«)Клч + («Л аэ)К« < % + Эт + 3j + П, (5.53
где Клу - капитальные вложения в линейную часть, для трубопро
водов со вставками
Кич " [C(L - хв) + Caxjkf, (5.54
- капитальные вложения в насосные станции,
Кст - (С.вс + (П - ос™. ♦ Ср Vpjfcri (535)
76
3j - затраты на электроэнергию,
3, = ^;
N - годовой расход электроэнергии,
(5.56)
Nx
-------+4 h>
I 367ПНП, 7
(5.57)
где Gr - расчетная годовая пропускная способность трубопровода;
Н„ - напор одной станции; к' - коэффициент, учитывающий снижение
расхода электроэнергии при сезонном регулировании подачи; кс' »
1; Пн - к.п.д. насоса при работе на перекачиваемом продукте; Цэ -
к.п.д. электродвигателя; Nc - (1,5-2)’ 10® кВт-ч - расход электроэнер-
гии на собственные нужды насосной станции. С, - стоимость 1 кВт-ч
Электроэнергии, С, = 0,015 руб/(кВт-ч).
Затраты на заработую плату
33-СЭП, (5.58)
где Сз - заработная плата на одну станцию; П • 0,253 - прочие расходы.
Затраты нз воду, смазку и топливо
3,’СвП,
(5.59)
де С,- - затраты на одной станции на воду, смазку и топливо.
Приведенные расходы по каждому варианту определяют по фор-
yne (1.20)
По минимальным приведенным расходам выбирают экономи чес-
и целесообразный вариант трубопровода.
онтролъные вопросы
1. Исходные данные для технологического расчета магистрального трубопро-
вода.
2 Определение массового и объемного расчетных расходов.
3 Формулы Дарси-Вейсбаха и Лейбензона.
4. Режимы течения, определение их гр 1иц.
5. Определение гидравлического уклона.
В. Гидравлические уклоны в лупингс, вставке и основной магистрали; связь
между ними.
В. Уравнение баланса напоров.
I X оактеристика трубопровода, совмещенная характеристика.
9 Перевальная точка и расчетная длина.
10. Определение необходимого числь насосных станций.
11. Возможные варианты дальнейшего ведения технологического расчета при
дробном значении расчетного числа насосных станций.
12- Метод Шухова расстановки насосных станций, лупингов и вставок по трассе
трубопровода. 7у
Таблица 5.7
Поправочный коэффициент *t на топографические условия трассы
Топография трассы Линейная часть Задания и соору- жения Трубопровод в целом ус- ловным диаметром, мм
500-800 1000-1400
Равнинно-холмистая 1 1 1 1
Пустынная 0,92 1,01 0,95 0,94
Болотистая 1,45 1,06 1.29 1,36
Гористая 1,18 1,25 1,21 1,19
13. Возможные способы увеличения пропускной способности.
14. Влияние профиля трассы на пропускную способность трубопровода.
15. Варианты увеличения пропускной способности при Н„ const и Нст * const,
их сравнительная эффективность.
16. Расстановка дополнительных насосных станций и лупингов при увеличении
пропускной способности.
Глава 6. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНАЯ ПЕРЕКАЧКА нефтепродуктов
§ 25. Целесообразность последовательной перекачки
Последовательная перекачка - это перекачка различных нефтей
(нефтепродуктов) друг за другом по одному трубопроводу.
Очень часто нефти, добываемые даже в одном районе, значительно
различаются по своим физико-химическим свойствам. Из одних
нефтей получаются хорошие масла, а из других - высококачественные
бензины. Смешивать такие нефти экономически нецелесообразно.
Нефтеперерабатывающие заводы требуют их отдельной поставки.
В СССР и за рубежом имеется значительное количество продукте-
проводов, по которым перекачивают последовательно до двух десят
ков разносортных нефтепродуктов, в частности, бензины, керосины, и
реактивные и дизельные топлива. Среди этих трубопроводов такие
как Уфа - Западное направление, Куйбышев - Брянск, Рейн - Майн
Колониел и др.
Нефтеперерабатывающие заводы производят, а потребители
разбросанные по территории большого региона, расходуют одновре-
менно все виды нефтепродуктов. Сооружать отдельные трубопроводы
малых диаметров для каждого вида нефтепродукта (если это не
распределительная сеть) чаще всего экономически невыгодно. Один
трубопровод большего диаметра для нескольких нефтепродуктов
оказывается более целесообразным. В этом случае применяют последо
78
ватепьную передачку. Такой продуктопровод имеет основную магист-
раль и несколько отводов к потребителям (схема ’’дерево”).
В трубопровод на головной перекачивающей станции нефтепро-
дукты закачивают отдельными партиями последовательно друг за
(другом (бензины - керосины - дизельные топлива - керосины -
бензины). В продуктопров >де большой протяженности одновременно
могут находиться несколько партий разных нефтепродуктов. Примене-
ние последовательной перекачки увеличивает коэффициент использо-
вания магистральных трубопроводов (более полная загрузка трубо-
провода). Кроме этого, использование трубопровода большого диамет-
ра позволяет снизить себестоимость перекачки, по сравнению с исполь-
зованием труб малого диаметра.
В условиях нефтебаз применение последовательной перекачки -
обычное явление, так как нефтебазы оперируют с несколькими десят-
ками различных нефтепродуктов, для которых нецелесообразно, да и
практически невозможни, построить отдельные трубопроводы. Однако
не всякие нефтепродукты целесообразно перекачивать последователь-
но по одному трубопроводу. Например, последовательная перекачка
мазута и бензина приведет к значительному ущербу для народного
хозяйства, так как весь бензин практически будет испорчен и его
придется использовать как нефтепродукт более низкого сорта. В
связи с этим при организации последовательной перекачки необходи-
мо подбирать пары контактирующих нефтепродуктов, достаточно
близких по своим физико-химическим свойствам. Очередность после-
довательно перекачиваемых нефтепродуктов должна быть примерно
такой: бензин А 76 - бензин А-72- бензин А-66 - керосин - дизельное
топливо летнее - дизельное топливо зимнее - дизельное топ пиво
Летнее - керосин - бензин А-66 - бензин А-72 - бензин А-76.
Последовательную перекачку осуществляют двумя путями: путем
.прямого контактирования последовательно перекачиваемых нефте-
продуктов и с применением различного типа разделителей между
Парами нефтепродуктов. При прямом контактировании смесеобразо-
вание происходит вследствие конвективного переноса, обусловленно-
го неравномерностью распределения скоростей потока по сечению
Трубопровода. Смесь образуется и в случае применения разделителей,
Ио количество ее получается на порядок меньше.
Объем образующейся смеси зависит от многих факторов, основны-
ми из которых являются состояние внутренней поверхности трубо-
провода, его геометрические размеры, гидро- и термодинамические
ежимы перекачки, совершенство технологических операций, обвязки
Насосных станций и др.
§ 26. Физическая сущнс*сть смешения
при последовательной перекачке
Рассмотрим процесс последовательной перекачки жидкое!ей с
одинаковой плотностью при ламинарном режиме течения.
В трубопровод, по которому перекачивают нефтепродукт А, в
некоторый момент премени т = 0 начинают закачивать другой нефте
продукт Б. Этот момент и является началом последовательной пере-
качки нефтепродуктов. При ламинарном режиме течения жидкостей
закон распределения скоростей описывается параболой.
Толкающая жидкость Б в форме параболоида вращения вклини
вается в поток вытесняемой жидкости А и через некоторое время
целиком заполняет трубопровод.
Длина образующегося клина и будет определять зоны смеси. Так
как теоретически при ламинарном режиме начало клина совпадает с
началом трубопровода, то к mi менту достижения центральной струй-
кой жидкости Б конца трубопровода в нем будет находиться только
смесь нефтепродуктов. Для удаления остатков нефтепродукта А из
трубы необходимо прокачивать жидкость Б в количестве еще несколь-
ких объемов грубы. На основании приближенной теории последова-
тельной перекачки, разработанной В.С. Яблонским для ламинарного
режима, объем смеси составляет около 4,5 объемов трубопровода.
Поэтому последовательную перекачку при ламинарном режиме без
разделителей не проводят. ,
Турбулентный режим перекачки характеризуется поперечными
пульсациями и распределением скоростей по сечению трубы. В соот-
ветствии с наличием этих скоростей и рассматри! ают процесс смесеоС
разования (рис. 6.1). В начальный момент временит -Ов трубопровод
начинает поступать нефтепродукт Б. Граница раздела между нефтепро-
дуктами плоская и смеси нет (см. рис. 6.1, положение 0). Через момент
времени Tt (см. рис. 6.1 положение /) жидкость Б вклинится в жид-
кость А в coot ветствии с профилем скорости при турбулентном режи-
ме. Длина клина составит к Одновременно за этот же промежуток
времени будут действовать и пульсации скорости, которые переме-
щают оба нефтепродукта в зоне вклинивания, и эта зона будет предо
Рис. М. Фазы смешени*1 нефтепродуктов при турбулентном режиме последовательна
пер, качки
80
тавлять собой почти равномерную смесь. В смеси в данный момент
времени содержится примерно равное количество нефтепродуктов А и
Б. Еще через некоторый промежуток времени та (см. рис. 6.1, положе-
ние 2) образовавшаяся смесь вклинится в чистый нефтепродукт А и
также перемешается пульсациями скорости. Объем смеси увеличится
за счет перемешивания в ’’голове” и ’’хвосте” зоны смеси, а длина этой
зоны станет допустим 2 у. Рассматривая процесс дальше (см. рис. 6.1, поло-
жение 3), заключаем, что по мере продвижения смеси по трубопроводу
объем ее увеличивается. Концентрация нефтепродуктов по длине
зоны смеси плавно изменяется от 0 до 1, но так. что Их сумма в данном
сечении равна единице. В каждый последующий момент времени (тп
к2, тэ ...) в чистый нефтепродукт А вклинивается смесь, в ’’голове”
которой количество нефтепродукта Ь непрерывно уменьшается. В
| результате воздействия турбулентных пульсаций ’’вытягивание”
клина не происходит. Поэтому общий объем смеси, образующейся при
последовательной перекачке получается значительно меньшим, чем
| при ламинарном режиме движения. По приближенной теории смеше-
ния В.С Яблонского и В.А. Юфина для турбулентного режима объем
смеси составляет около 1 % объема трубопровода. Фактическое коли-
чество образующейся смеси еще меньше и находится в пределах от 0,5
до 1 % объема трубопровода.
27» Определение объема смеси
По анало] ии с молекулярным переносом вещества процесс смесе-
образования при последовательной перекачке можно описать одно-
мерным дифференциальным уравнением диффузии с введением в него
эффективного коэффициента смешения. Такое уравнение было состав-
лено и решено В.С. Яблонским и В.А. Юфиным. В результате была
получена формула для определения объем, i смеси
Ки-2УЧ1Ре-»’(г1-22),
(6.1)
Гд( Км - образующийся объем смеси при последовательной перекачке
данной пары нефтепродуктов; VTp 0,25 nLPL - объем трубопровода;
- внутренний диаметр трубы; L - длина трубопровода; Ре - wL/D3 -
Диффузионный параметр Пекле; иг - средняя скорость движения
Нефтепродукта; D? - эффективный коэффициент смешения (диффу-
зии); - переменные, которые можно определить по формулам
erf^-1-^;
erf zz - I - 2СБ2;
(6.2)
al
1 *— К2. Xipixiep ишсасвмя концентраций С нефтепродуктов А и Б по длине ежы смеси
*см
erf z - интеграл вероятности аргументам; СБ - концентрация продукта
Б в смеси.
Характер изменения концентрации СБ и СА по длине зоны смеси
представлен на рис. 6.2. При осуществлении последовательной перекач-
ки часть смеси от концентрации СБ »1 до концентрации Сщ принимает-
ся в резервуар с чис.тым нефтепродуктом Е; часть смеси от концентра-
ции СБ2 до концентрации СБ = О (СА » 1) принимается в резервуар с
чистым нефтепродуктом А. Количестве» смеси, находящейся в трубе
между сечениями с мгновенными концентрациями и СБ2, принима-
ется в резервуар для смеси. Выбор концентраций и СБ2, при которых
отсекаются ’’голова” и ’’хвост” смеси в трубопроводе основан на
сохранении качества нефтепродуктов в приемных резервуарах. В тех
случаях, когда запас качества у нефтепродуктов невелик или они
значительно отличаются по своим свойствам, практически вся смесь (в
пределах чувствительности контролирующих приборов) принимается
в отдельные резервуары для смеси. Как правило, содержание менее
ценного нефтепродукта в более ценном допускается в меньших коли-
чествах. Но в некоторых случаях, например при перекачке бензинов с
менее ценным топливом для реактивных двигателей, наличие бензина
в последнем не допускается. Так как на конечном пункте трубопрово-
да качество нефтепродукта оценивается по пробам, отбираемым из
резервуара, то, следовательно, должны задаваться допустимые кон-
центрации нефтепродукта А в резервуаре с продуктом Б (САрБ) и
нефтепродукта Б в резервуаре с нефтепродуктом A (CBf 4). Эти вели-
чины определяют на основании лабораторных анализов смесей нефте-
продуктов при условии сохранения требований государственных
сгандартов. На основании таких анализов устанавливают допустимые
концентрации нефтепродуктов друг в друге (табл. 6.1).
Кроме табличных данных предложен ряд эмпирических формул
для определения допустимых концентраций подмешивания нефтепро-
дуктов дрруг в друга. Так, например, для дизельных топлив и бензи-
нов Б.Н. Голубев предложил пользоваться следующими зависимос-
тями
82
(6Л)
СДТрБ
16,7 tx0-327 tB
£7»“lg <i :
(«к-124)’ -(t^-124)1
28000 (р„- 0,753) ’
(М)
где Сдрдт» ^дтрБ “ допустимые концентрации бензина в резервуаре с
дизельным топливом и дизельного топлива в резервуаре с бензином,
соответственно; /10 - температура выкипания 10 % бензина; fB -
температура вспышки перекачиваемого дизельного топлива; tg -
допустимая температура вспышки дизельного тотлива, установленная
стандартом; tK - предельное значение температуры конца кипгния
бензина; /Ко - температура конца кипения чистого бензина; р29э -
плотность дизельного топлива при температуре 293 К.
Сопоставление результатов расчетов по формулам (6.3) и (6.4) с
экспериментальными данными показало хорошее совпадение.
Объем смеси, который необходимо принимать в отдельный резер-
вуар, определяют по формуле (6.1). Аргумент z формул (6.2) можно
выбирать по табл. 6:2, из которой следует, что, если объем смеси
определяют в пределах симметричных концентраций,- дающих в
сумме единицу (СБ1 0,02; СБ2 в 0,98), то - z2 2z и формула (6.1)
примет вид
VCM = 4VTpzPe-ps.
Эффективный коэффициент турбулентной диффузии D, (коэффи-
Таблица 6.1
Нефтепродукт Этили- роьаниыи бентин А-66 Реактив- ное топ- пиво ТС-1 Дизельное топливо Керосин трактор- ныи
летнее дл зимнее Д'»
Этилированный бензин Любое ко* 3 0,5 1 1 А-66 личзс гво Реактивное топливо 0 Любое ко* 1 5 Любое коли ТС-1 личество чество Дизельное топливо: летнее ДЛ 0 1 Любое ко* 0,5 0,5 личество 1 зимнее ДЗ 0,5 6 55 Любое ко- 10 личество Керосин тракторный 3 Любое ко- 1,5 3 Любое коли личество чество 83
Таблица 6.2
Значения аргументов
СБ 1 СА а СБ
0.01 0,99 1,645 «5 0,5 0
0.02 0,98 1452 0,55 0,45 -0,089
0,03 0,97 1,33 0,6 0,4 -0,18
0.04 0.96 1,238 0,65 0,35 -0,272
0,05 0,95 1,163 ,7 0,3 -0,371
0.06 0,94 1,099 0,75 0,25 -0,477
О-O'7 0,93 1.044 0.8 0,2 -0,595
0.08 0,92 0,994 085 0,15 -1)733
0,09 0,91 «,948 и.9 0,1 -0,906
0,1 0,9 0,906 0,91 0,09 -0,948
0,15 0,85 0,733 0,92 0,08 -С,994
0,2 0,8 0,595 0,93 0г07 -1,04ч
0,25 0,75 0,477 ( 94 0,06 -1,099
0,3 0,7 .371 0,95 0,05 -1,163
0,35 0.65 0,272 0,96 0,04 -1,238
0,4 0,6 0,18 0 97 ,03 -1,330
0,45 0,55 0,089 0,98 0,02 -1,452
0,99 0,01 -1,645
циент смешения) можно вычислить по следующим равнозначным фор-
мулам:
мулам:
Тейлора
1,785 wDy/X; (6.5)
Асатуряна
D9 - 17.4vRe2,3; (g g)
Нечваля- Яблонского
D, - 28,7v (Re (6,7)
Съенитцера *
„ / X \э6 / L \о,141
, • (6.8)
где X - коэффициент гидравлического сопротивления; v - среднее
значение кинематической вязкости смеси, вычисляемое по формуле
Кадмера
v - 0,25 (Зчл + vT), (6 9)
i де Vjj, vT - кинематическая вязкость соответственно легкого и тяже-
лого нефтепродуктов в контактируемой паре.
По средней вязкости определяют число Рейнольдса Re и коэффи-
циент 1 идравлического сопротивления для соответствующего режима
течения смеси.
Технология приема и использования смеси, основанная на подме-
шивании ее к чистым нефтепродуктам, разработана В.С- Яблонским и
В.А. Юфиным. По этой методике количество продукта Б, которое
можно принять ь резервуар с продуктом Л, а также продукта А,
которое можно принять в резервуар с продуктом Б определяют по
формулам
УБ жСБрАУрА’>
(6.10)
VA ^АрБ'рЬ»
1 де УБ, Уд - количество продуктов Б и А, принимаемое в резервуары с
продуктами А и Б; УрА, УрБ - количество продуктов А и Б в резер-
вуарах.
Аналитические зависимости, связывающие между собой допусти-
мые концентрации в резервуарах (^дрб» Qpa) и мгновенные концент-
рации в трубопроводе (СА, СБ), с помощью которых провидят расчет
раскладки объема смеси, время переключения задвижек имеют вид
УАРеа5СБвА
F(A)- у ------------(1 -gpt); (6.П)
F(B)» VEPe^ApE (1 - erfzj. (6.12)
Vrp ул
С целью облегчения расчетов по этим формулам построен график
(рис- 6.3), по оси ординат которого отложены безразмерные комплексы
t (А) и F(B) и мгновенные концентрации в трубе СБ (СА = 1 - СБ), а по
оси абсцисс — параметр z. Порядок пользования этим графиком сле-
дующий:
по известным геометрическим размерам трубопровода (Л L) и
заданному расходу нефтепродуктов определяют среднюю скорость w;
по формуле Кадмера (6.9) исходят среднюю вязкость пары нефте-
продуктов, а затем среднее число Рейнольдса;
но найденным величинам по одной из формул (6.5) - (6.8) вычисля-
ют эффективный коэффициент турбулентной диффузии;
находят диффузионный параметр Пекле;
по табл. 6.1 или формулам (6.3) - (6.4) находят допустимые концен-
трации нефтепродуктов друг в друге;
по формулам (6.11) и (6.12) при известных объемах приемных
резервуаров на конечном пункте (полезная вместимость Уд’ VpA и Уб“
в У|(Б) вычисляют комплексы F(a) и F(B);
85
/
Рис- 6Л. График для определения мгновенных конъеятркцкй при порледопугеяшом
перекалке нефтепродуктов
на оси ординат графика находят величины ЦА) и ЦБ) и проводят
прямые до пересечения с соответствующими кривыми ЦА) и ЦБ)
графика; через точки пересечения проводят вертикальные прямые до
оси абсцисс (находят величины и zj и до кривой СБ (находят мгно-
венные концентрации СБ1 (отсечка ’’головы” смеси) и (отсечка
’’хвоста” смеси)).
Если Cgj > Си (см. рис. 6.3, все данные отмечены штрихами), то вся
образовавшаяся в трубопроводе смесь может быть принята в резерву-
ары с продуктами А и Б. Переключение потока из одного резервуара в
другой следует проводить в интервале мгновенных концентраций от
Сб1 ДО
Если СБ1 < СБ2, то часть смеси, находящуюся между сечениями
трубы с этими мгновенными концентраци ими, необходимо принимать
в специальный резервуар для смеси. Объем смеси вычисляют по
86
формуле (6.1) по найденным из графика величинам и 23 (см. рис. 6.3,
все построения проведены сплошными линиями).
Если одна из допустимых концентраций равна нулю, то вся смесь
распределяется по резервуарам с одним нефтепродуктом. Например,
при СБрА в 0, т.е. примесь нефтепродукта Б в нефтепродукте А не
допускается, то 1*‘(А) = 0 и Qj ж 0. Вся образующаяся смесь должна
распределяться по резервуарам с нефтепродуктом Б. При вычислении
объема смеси по формуле (6.1) величина q = 1,98э. Если САрБ » 0, то
F(Б) = 0 и СБЗ “ 0. Вся смесь распределяется по резервуарам с продук-
том А. В этом случае при вычислении объема смеси по формуле (6.1)
величина z2 = -1,985.
Образующуюся в трубопроводе смесь, принятую в отдельный резе-
рвуар. количество которой не превышает допей процента от общего
объема перекачиваемых нефтепродуктов, реализуют путем добавле-
ния в допустимых количествах в резервуары с чистыми нефтепроду-
ктами А и Б в пределах запаса качества по контролируемым физико-
химическим показателям. Если этого запаса качества нет, то всю смесь
отправляют на нефтеперерабатывающий завод для повторной перера-
ботки. В этом случае народное хозяйство страны несет убытки, так как
смесь перерабатывается вторично и на ее доставку на конечный пункт
трубопровода и на НПЗ были затрачены средства.
Для исправлении смеси на конечном пункте трубопровода можно
смонтировать атмосферную ректификационную установку и получа-
ющиеся нефтепродукты поставлять потребителю.
§ 28. Гидравлический расчет трубопровода
при последовательной перекачке
Средняя суммарная пропускная способность продуктопровоца
I %" (Од + <?Б + - + Ом), (6.13)
где 2а, 2б, ... , 2дг - годовые объемы перекачки нефтепродуктов
соответственно А, Б,..., N; 350 - число рабочих дней в году.
По известной средней пропускной способности продуктопровода
(см. табл. 5.2) выбирают его диаметр. Расчет потерь напора на трение,
определение числа насосных станций и их расстановку по длине
трассы трубопровода проводят но наиболее вязкому нефтепродукту.
Зная подачу и потери на трение, подбирают необходимое количество
и схему соединения магистральных насосов. Затем строят совме-
щенную характеристику всех насосных станций и трубопровода для
каждого нефтепродукта. При необходимости делают перерасчет харак-
теристик насосов с воды на вязкий нефтепродукт. Подобранные
насосы следует эксплуатировать в рабочей зоне (зона максимального
87
к.п.д.) для каждого из перекачиваемы? нефтепродуктов. По характч
ристикеф - Н определяют расходы каждого из нефтепродуктов <?ь.
...»<7jy. По найденным значениям q{ и з сданным годовым объема)
перекачки Qi находят число дней перекачки Nj каждого из нефтепро-
дуктов
*-Qa^A* ^Б *’Об^Б» i (6-14
nn “Qn'Qn-
Сумма дней перекачки всех нефтепродуктов не должна превышат
350, те.
AA+/VB + -+WNf 350. (6.15)
В особо ответственных случаях проводят расчет приведенных
(удельных) затрат для нескольких трубопроводов разных диаметров
по которым осуществляю) пос едовательную перекачку и bi 1бирают
вариант с минимальными приведенными или удельными затратами.
§ 29. Чист о циклов при последовательной перекачке
Циклом при последовательной перекачке называется промежуток
времени, в течение которого через данное сечение трубопровода
пройдет весь ряд последовательно перекачиваемых нефтепродуктов
Если представить трубопровод бесконечной длины, то Поспелова
тельно перекачиваемые нефтепродукты расположатся в нем друг за
другом Ньпример, на рис. 6 4 изображен цикл для N последовательно
перекачиваемых нефтепродуктов. Число зон контакта разных нефт<
продуктов (зон образования емеси}, как это следует из данной схемы
будет л 2 (W - 1). Очередность следования нефтепродуктов в цикле
устанавливают, исходя из минимальной разни; [Ы в плотностях двух
смежных продуктов Поэтому часть нефтепродуктов в цикле должна
следовать симметричными партиями каждый, только самый легкий и
самый тяжелый- нефтепродукты в цикле будут перекачиваться по
одному разу Hi каждом контакте разнородных нефтепродуктов имеет
место их пересортица, в резу льготе которой появляются убытки. Часть
U
“хвост” смеси) принимается в резервуар с чистым нефтепродуктом К.
Средняя часть между "головой” и "хвостом" принимается в отдель-
ный резервуар и затем р зсп вделяется в зависимости от запаса качает-
ва чистых нефтепродуктов в резервуарах с нефтепродуктами А и Б. В
резервуар объемом Vp<j с продуктом Б попадает следующее количество
продукта А:
1 рБ^АрЬ₽А>
где Р А — плотность нефтепродукта А.
Аналогично записывают количество .распределяемого нефтепро-
ТуктаБ: УрБСАрБРБ-
За цикл в резервуары с менее ценным нефтепродуктом Б будет при-
тято 2VpFCApBpA более ценного продукта А, а в резервуары с более
ценю пи нефт епродуктом А менее ценного в количестве 2VpA СВ^А рБ. В
>езультате первой операции убытки.
У -2УрБСАрЬрАД$,
где AS- рлзносп цен нефтепродуктов А и Б.
При второй операции прибыль
П ° СБрА ₽А
Суммарные убытки при контакте данной пары в цикле
^А.Б-У- П-^Л^АрБРа- УРАСБ₽аРб)- (6.16)
Очевидно, что для каждой пары нефтепродуктов будем иметь
аналогичные убытки из-за пересортицы. Суммарные убытки от смеше-
йил нефтепродуктов за цикл
п
1/-ЕЦ, (6.17)
<>1
где л - число контактов разных нефтепродуктов за цикл.
[ При Условии равномерного обеспечения народного хозяйства
нефтепродуктами длины партий в цикле целесообразно назначать
Пропорционально их долям п в общем годовом объеме перекачки с
Счетом того, что часть нефтепродуктов в цикле еле чует двумя партия-
ми, т.е. годовая доля в этом случае делится пополам. Исходя из
Устойчивости работы лродуктопровоца в период смены жидкостей
глины партий нефтепродуктов целесообразно принимать такими,
чтобы на перегоне между двумя смежными перекачивпьлгимг стан-
циями было не больше одной зоны смесеобразования (одного кон-
такта), а на всем эксплуатационном участке - не больше двух зон
®Месеобр\зования (двух контактов). Если это условие выполнить не
Удается, то длину партий или число циклон определяют из других ус-
°овии.
69
Естественно, что количество образующейся смеси зависит от
объема партий последовате.а>но перекачиваемых нефтепродуктов
Чем больше объем партии каждого нефтепродукта, тем больше длин
Партии и тем больше необходимая вместимость резервуарного парк
для его сбора и хранения но тем меньше зон контакта за чанное
время. С уменьшением длины партии (ее объема) с нижаются затрат*
на содержание и эксплуатацию резервуарное о парка, но повышаютс я
затраты, vDH3ainuTe с порчей определенного количества нефтепроду)
тов и реализацией образовавшей, я смеси следовательно, имеется
некоторый оптимальный объем партий нефтепродуктов, при котором
затраты на сооружение и эксплуатацию резервуарного парка перек«
чиьающих станций и конечно! о пункта трубопровода, а также затраты
связанные с исправлением и реали нацией образовавшейся смеси
будут ьшнимальннмл. Кроме того, нефтеперерабатывающий завод
производит все нефтепродукты непрерывно. Потребитель также
требует бесперебойного снабжения нефтепроду ктами. Следователь™
для обеспечения нормальной работы шведа и бесперебойного снабже
ния потребит глеи нефтепродуктами на головн *м и конечном пункта к
трубопровода должны быть резервуарные парки соответствующего
объема. Этот объем завис нт от числа циклов Ц. Чем больше числ э
циклов, тем меньше требуемый объем резервуарного парка. Но с
увеличением числа циклов будут расти убытки о г смешения нефтепро-
дуктов. Следовательно, должно быть такое число циклов Н, при
котором сумма приведенных расходов на резервуарные парки и
убытков от смешения будет минимальной. Это число циклов будек
называть оптимальным.
Объем резервуарного парка, необходимый для осуществления
посчедоватзльной перекачки, определяют следующим образом. Когд.
по трубопроводу перекачивается нефтепродукт А, то все остальны?
нефтепродукты, поступающие с завода, принимаются в резврвуарь
головной перекачивающей станции объем которых
N J А
Уг‘/1-1У'г = ц’/-1<?,(350_^)’ (61й
где Vr - вместимость резервуарного парка головной перекачивиощег
станции, Vlr - вместимость резервуаров для каждого из поспедовател*
но перекачиваемых нефтепродуктов; <j, - суточное поступление ил
потребление каждого из нефтепродуктов на головную или конечну!
перекачива ощую станцию, Ц - число циклов последовательной
перекачки партий нефтепродуктов в году.
Естественно, что на конечном пункте продуктопровода до.пкн
быть такая же резервуарная емкость. Суммарная вместимость реэег
вуарных парков всего проду ктопровода, обеспечивающая нормальнь
режим последовательной перекачки,
N
2 W
V - 2Vr = — S Qi (350 - N() - В/Ц,
(6.19)
N
B-Z^(35jp-W,).
В соответствии с нормами технологического проектирования
трубопроводов (НТПТ) вместимость резервуарного парка головной
перекачивающей станции (то же и на конечном пункте) принимают
равной двух-, трехсуточной пропускной способности трубопровода,
т.е. Уо = (2 - 3) QCp (где Qcp - среднесуточная пропускная способность
продуктопровода). Вместимость резервуаров, необходимая для прие-
ма смеси, Усы = (vi - Уз) Н (где У! - объем смеси, принятый на конеч-
ном пункте за один цикл; Уа - объем смеси, реализованный в течение
одного цикла).
Следовательно, вместимость дополнительных резервуаров, ко-
торые необходимо сооружать на продуктопроводе для осуществления
последовательной перекачки,
Ус-В/Ц+Усм- Уо.
Обозначив стоимость сооружения 1 мэ емкости через о, отчис-
ления на текущий ремонт, амортизацию и обслуживание через о (в
долях единицы) и нормативный коэффициент эффективности капи-
тальных вложений через Е, запишем суммарные приведенные расхо-
ды, связанные с осуществлением последовательной перекачки,
St =иЦ + [В/Ц + (Ух - Уа)Ц- VJ(a + E)o.
Для определения минимума суммарных приведенных расходов
необходимо взять производную по параметру П от последнего выраже-
ния н приравнять ее нулю. Из полученного выражения оптимальное
число циклов
Но-
ВСа ♦ £)о
l/ + (V, («♦£)<'
OS
(6.20)
По известному оптимальному числу циклов определяют необходи-
мую вместимость резервуарного парка по формуле (6.19) для всего
трубопровода и распределение этой вместимости между головным и
конечным пунктами. Затем по формулам (6.14) и (6.15) определяют
длительность перекачки каждого нефтепродукта в период одного
цикла и объем партий каждого нефтепродукта в цикле.
Когда убытки от смешения равны нулю или при смешении получа-
ется прибыль (отрицательные убытки), формулу (6.20) применять
нельзя. В этом случае число циклов определяют из условия реали-
91
зации образующейся смеси добавлением ее в чистый товарный нефте-
продукт. При этом определяют минимально ie объемы партий последо-
вательно перекачиваемых нефтепродуктов, что позволяет найти
минимально допустимую вместимость резервуарного парка на голов-
ном и конечном пунктах трубопровода. Если при этом число циклов
получается очень большим, то его ограничивают, исходя из технологи-
ческих соображений, а необходимый объем резервуарного парка
определяют по формуле (6.19).
Если расчетная вместимость резервуарного парка получается
меньше, чем предусмотрено НТПТ, то вместимость резервуарного па-
рка головной перекачивающей станции (такова же вместимость резер-
вуарного парка и на конечном пункте) принимают равным двух-, трех-
суточной пропускной способности трубопровода, т.е. Vr • (2 - 3) Qcp.
При этом число циклов
где В определяют по формуле (6.19).
При внедрении последовательной перекачки на трубопроводе, по
которому раньше перекачивался один нефтепродукт, число циклов
определяют, исходя из установленной вместимости резервуарного пар-
ка головной перекачивающей станции и суточных объемов гюступле
ний и откачки нефтепродуктов, т.е.
350 N Qi
п—T-Л—(6,221
где - среднесуточная откачка i-го нефтепродукта по трубопроводу.
§ 30. Методы контроля за последовательной перекачкой
Контроль за последовательной перекачкой позволяет обслужи-
вающему персоналу трубопровода достаточно точно знать место
нахождения смеси, своевременно подготовиться к ее приему и распре-
делить ее по резервуарам, предотвращая порчу нефтепродуктов. Для
этого трубопровод оборудуют контрольными пунктами с необходи-
мыми приборами контроля. Для контроля за последовательной пере-
качкой применяют ряд методов и средств, основанных на измерении
одного из физических параметров перекачиваемых нефтепродуктов.
Приборы контроля, регистрирующий изменение какого-либо пара-
метра, устанавливают на промежуточных насосных станциях и конеч-
ном пункте трубопровода, что и позволяет достаточно точно опреде-
лять местоположение и размеры смеси.
Контроль за последовательной перекачкой основан на измерение
изменений одного из следующих параметров перекачиваемых нефте-
92.
продуктов: плотности, вязкости, диэлектрической проницаемости,
температуры вспышки, величины статического электричества и др.
Применяемые приборы контроля позволяют распределять образовав'
шуюся имесь по заранее заданной программе. Лабораторным путем или
по формулам (6.3) и (6.4) определяют допустимые концентрации и на
их основе значения мгновенных концентраций Сб1 и ^Б2> по достиже-
нии которых приборы контроля дают команды на переключение
задвижек и направление потоков в соответствующие емкости.
Рассмотрим некоторые методы контроля.
1. При существенной разнице плотностей последовательно перека-
чиваемых нефтепродуктов (например бензин - дизельное топливо)
можно применять контроль по изменению плотности. Плотность смеси
линейно зависит от объемных концентраций bxoj (ящих в нее нефтепро-
дуктов и их плотностей
I Рсм"СДРд 4 QPfi-
Зная плотности исходных нефтепродуктов и смеси в трубопрово-
де, з также имея в виду, что в любом сечении Сд + Сь “ Ь находим
Рем “ Рб Рем “ Ра
Сд --------; СБ «-------.
Ра - Рб Рб - Рд
По мгновенным концентрациям перекачиваемых нефтепродуктов
проводят переключение задвижек.
Для непрерывного определения изменения плотности в потоке
создан ряд приборов. К числу таких приборов относится плотномер
поплавкового типа, называемый нефтеденсиметром, который устанав-
гливают на обводных линиях трубопровода перед конечным пунктом,
так как прибор рассчитан на рабочее давление не выше 0,6 МПа.
Отсюда следует, что нефтеденсиметр можно использовать на трубопро-
воде любого диаметра и любой пропускной способнс сти.
Кроме приборов поплавкового типа для измерения плотности
применяют приборы, основанные на принципе взвешивания исследу-
емого нефтепродукта и сравнения с эталонной жидкостью, а также
[приборы, в которых измеряется частота колебаний определенных
[вибраторов в зависимости от плотности перекачиваемых нефтепроду-
ктов. Также используют приборы, в которых для измерения плотности
[применяют пучок гамма-лучей, проходящих через поток жидкости.
Приборы такого типа получили название гамма-плотномеров. Граница
измерения плотности перечисленными приборами изменяется от 685,2
дс 904,2 кг/м3 с погрешностью не более 2,2 кг/м3.
Однако не все последовательно перекачиваемые нефтепродукты
[можно контролировать по изменению плотности, например, нефти
сырая и обессоленная, бензины разных марок. В стом случае приме-
няют другие способы контроля.
2. Контречь за движением смеси ультразвуковыми приборами,
принцип действия которых основан на измерении ультразвуковых
волн, проходящих через исследуемую среду. Эти волны, проходя
через жидкость, не изменяют ее свойств. Измерения достаточно точны,
оперативны и не нарушают технологического процесса. Известно, что
скорость распространения ультразвука зависит от свойств среды, в
которой он распространяется. Это позволяет решать задачи по опреде-
лению концентрации нефтепродуктов в смесях, их скорости и сортнос-
ти. В результате лабораторных исследований были построены графиче-
ские зависимости распространения ультразвуковых волн для разных
пар нефтепродукюв, например, керосин-дизельное топливо, бензин-
керосин. На основании этого были разработаны приборы ЭКП-ТЗМ для
контроля за движением смгси с автоматическим ее распределением по
резервуарам в соответствии с допустимыми концентрациями. На этом
же принципе работает и установка Т-7, разработанная в СКЬ ’’Транс-
нефтьавтомагика*’. Датчики аппаратуры Т-7 выдают сигнал о подходе
смеси к контрольному пункту, когда концентрация ее составляет от 1
до 9%. Прибор автоматически проводит раскладку смеси по резерву-
арам в соответствии с заданной прел раммой.
3. Контроль за последовательной перекачкой методом ’‘меченых”
атомов заключается в том, что в зону контакта пары последовательно
перекачиваемых нефтепродуктов помещается вещество, которое
распределяется по длине зоны смеси в соответствии с изменением
концентрации. Вещества, помещаемые в зону контакта двух нефтепро-
дуктов, играют роль индикаторов смесеобразования. В качестве инди
каторов применяют радиоактивные изотопы, флуоресцентные красите-
ли, галоидированные углеводороды, дихлоридифлюерометан. фреон,
галогенные углеводороды, содержащие фтор и хлор и др. Сюда же
можно отнести приборы контроля за последовательной перекачкой по
цвету нефтепродуктов, особенно в тех случаях, когда последние
подкрашивают красителями (например, типа ’’Судан”).
При движении зоны смеси по трубопроводу индикаторы вследст-
вие смешения распространяются от середины в обе стороны. По мере
удаления от середины зоны смеси содержание индикаторов уменьша*
ется Контролирующие приборы дают команду на переключение
задвижек по достижении заданных значений концентраций индикато-
ра и таким образом проводится раскладка смеси. К этому же методу
относится и колориметрический (по цвету) контроль за последова-
тельной перекачкой, основанный на поглощении светового потока,
проходящего через перекачиваемый нефтепродукт, особенно в тех
случаях, когда зону смеси подкрашивают каким-либо красителем.
Колориметрический способ контроля в СССР не нашел широкого
применения, так как он регистрирует смесь с концентрацией не ни-
же 0,1.
94
(4. Контроль за последовательной перекачкой по диэлектрической
остоянной нефтепродуктов. Опытами установлено, что каждый
ефтепродукт имеет свою диэлектрическую постоянную.
Грозненским филиалом ВНИИКАнефтегаз разработан прибор СК-2,
позволяющий контролировать прохождение зоны смеси по значению
диэлектрической постоянной, проводить переключение задвижек и по
допустимым концентрациям распределять смеси по резервуарам.
5. Контроль за движением зоны смеси по изменению вязкости. Для
этого из трубопровода непрерывно отбирают пробу, с большой скорое-
ью поступающую в буферную емкость. В ней проба разделяется на два
ютока и движется по двум контурам. В одном из них поток задержи-
щется по сравнению с другим. В каждом потоке исследуют и сравни-
вают между собой свойства жидкостей, в частности вязкость. Различие
I вязкостей потоков указывает на появление в трубопроводе смеси.
I Контуры движения жидкости устроены так, что они образуют гидрав-
I лический мостик, подобный электрическому мосту сопротивления.
Прибор имеет систему термостатирования для поддержания постоянст-
ва температуры отбираемого нефтепродукта. Прибор может работать
дистанционно и проводить раскладку смеси по заданной программе в
^соответствии с допустимыми концентрациями.
6. Контроль за движением смеси по температуре вспышки.Темпера-
Irypa вспышки - один из важных контролируемых параметров при
перекачке дизельных и моторных топлив. В США создан прибор для
непрерывного автоматического измерения температуры вспышки в
[сбираемых пробах, который выдает результаты с интервалом в 1 мин.
ри достижении заданной температуры вспышки выдается команда
а переключение задвижек и распределение смеси по резервуарам.
7. Полная автоматизация процесса последовательной перекачки
дет в том случае, если обеспечить автоматическое распределение
леей на конечном пункте трубопровода. Для этой цели разработана
»НИИСПТнсфть) установка программной раскладки смеси типа
УПРС-2. Она работает автоматически по заранее заданной программе,
Переключая электроприводные задвижки. Настраивают установку по
допустимым концентрациям одного нефтепродукта в другом.
13L Мероприятия по уменьшению количества смеси
при последовательной перекачке
1. Сокращение объема смеси - важнейшая задача технологии
Последовательной перекачки. На основании опыта последовательной
'ерекачки установлено, что объем образующейся смеси существенно
висит от режима перекачки. При ламинарном режиме объем смеси
Может достигать 4,5-5 объемов трубы, поэтому не следует проводить
Последовательную перекачку при этом режиме. Чем более оазвит
95
турбулентный режим, тем меньше объем образующейся смеси. Поэто-
му при последовательной перекачке прямым контактированием число
Рейнольдса должно быть не менее 104. В этом случае профиль скорое
ти почти плоский и эффективный коэффициент смешения, определяю-
щий объем смеси, мал. С точки зрения минимизации затрат энергии на
перекачку и объема образующейся смеси рекомендуемые скорости
движения при последовательной перекачке различных нефтей и
нефтепродуктов должны лежать в диапазоне 0,6-2 м/с.
2. Так как перекачиваемые нефтепродукты, .как правило, имеют
разные плотности, то нельзя допускать остановок перекачки в период
прохождения смеси по трубопроводу на местности с пересеченным
рельефом из-за дополнительного смесеобразования в результате
действия гравитационных сил. Это явление проверено многочислен
ными экспериментами. Например, на продуктопроводе Куйбышев -
Брянск на последнем перегоне наблюдались частые остановки пере-
качки. В результате количество смеси возросло по сравнению с расчет-
ным значением в два раза. Если перекачку необходимо останавливать,
то зону смеси следует размещать в таком месте трассы, где более
тяжелый нефтепродукт располагается ниже легкого.
3. При переходе с одного нефтепродукта на другой перекачка не
прекращается. Закрытие задвижки на резервуаре с нефтепродуктом А
и открытие задвижки на резервуаре с нефтепродуктом Б проводят
одновременно. Следовательно, за период срабатывания задвижек в
трубопровод насосами будет подаваться смесь нефтепродуктов,
которая получила название первичной технологической смеси.Отсюда
следует, что нужно применять быстродействующие электроприводные
задвижки, что позволит сократить первичную технологическую смесь.
Лучшие задвижки срабатывают примерно за 10-15 с. В этом случае
объем смеси будет около 5-10 м3. Наличие первичной технологичес-
кой смеси увеличивает объем смеси в конце трубопровода по сравне-
нию с объемом смеси, образующимся на той же длине при мгновенной
смене нефтепродуктов.
Большое влияние на объем первичной технологической смеси
образующейся на участке резервуарный парк - насосная, оказывают
так называемые ’’мертвые” зоны: различные отводы, тупиковые
ответвления, обводные линии, лупинги, задвижки, фильтры, счетчики,
тройники, распределительные гребенки, резервные насосы и т.п. При
перекачке эти устройства заполняются одним из нефтепродуктов, а
при смене жидкостей оставшийся нефтепродукт постепенно вымыва
ется из перечисленных устройств выталкивающим нефтепродуктом. В
результате загрязнение выталкивающего нефтепродукта происходит
не только в зоне контакта, но и на значительной длине после границы
раздела. В связи с этим обвязка резервуарного парка и насосной
должна быть простой, без тупиковых ответвлений. Существенное
96
влияние на объем смеси оказывает наличие лупинга. Снижение скоро-
сти движения на лупингованном участке увеличивает объем смеси.
Поэтому при осуществлении последовательной перекачки имеющиеся
на трубопроводе лупинги должны быть отключены на период прохож-
дения смеси.
4. Необходимо при последовательной перекачке эксплуатировать
трубопровод по системе из насоса в насос, чтобы исключить дополни-
тельное смесеобразование в резервуарах промежуточных станций.
5. Объем смеси существенно зависит от порядка следования
нефтепродуктов друг за другом. Если выталкивающий нефтепродукт
имеет меньшую вязкость, чем выталкиваемый, то объем смеси на
1 -15 % больше, чем при обратном порядке следования этих же нефте-
продуктов. Различие плотностей последовательно перекачиваемых
нефтепродуктов оказывает меньшее влияние на объем смеси, чем
различие вязкостей, и этим влиянием часто можно пренебречь. Тем не
менее, закачку нефтепродуктов в трубопровод следует вести в такой
последовательности, чтобы разница в плотностях и вязкостях для
каждой пары была минимальной. Например, рекомендуется такой
порядок закачки: бензин - керосин - дизельное топливо - керосин -
бензин. Таким образом, главным фактором при формировании струк-
туры цикла является наименьшая разница в плотностях (вязкостях)
контактируемых нефтепродуктов.
6. При последовательной перекачке нефтепродуктов переднюю
часть смеси (ее ’’голову”) принимают в резервуары с выталкиваемым
нефтепродуктом, а ее конец (’’хвост”) - в резервуары с выталкиваю-
щим нефтепродуктом с учетом запаса качества у этих нефтепродуктов
пр контролируемым показателям Середина смеси часто принимается
в отдельные резервуары для смеси, а затем реализуется путем подме-
шивания в допустимых концентрациях к чистым нефтепродуктам или
отправляется на переработку. Раскладку, а также прием ’’головы” и
’гхвоста” смеси следует проводить в резервуары большой вместимос-
ти, что позволяет снизить концентрацию подмешиваемого нефтепро-
дукта и не испортить основной (товарный) нефтепродукт.
7. Для снижения смесеобразования при последовательной перекач-
ке необходимо применять разделители. Если при прямом контактиро-
вании объем смеси составляет 0.5-1 % от объема трубопровода, то
(применение разделителей позволяет сократить объем в 5-10 раз, что
составляет менее 0,1 % объема трубопровода. Разделитель помещают в
эону контакта между перекачиваемыми нефтепродуктами, и под
воздействием потока жидкости он перемещается по трубопроводу,
Разделяя нефтепродукты. При последовательной перекачке приме-
няют разделители двух основных типов - жидкие и твердые. В качест-
ве жидких разделителей используют нефтепродукты и их смеси,
другие жидкости, которые не смешиваются с нефтепродуктами и не
97
образуют с ними эмульсий, легко перекачиваются насосами промежу-
точных насосных станций и не расслаиваются при перекачке по трубо-
проводам. В последнее время стали применять загустители различного
рода (полимеры и др.), с помощью которых у части жидкости значи-
тельно повышается кинематическая вязкость. Такая жидкость дви-
жется как вязкоупругий поршень, свободно преодолевающий сопро-
тивления различного типа (сужения, расширения, не полностью откры-
тые задвижки, наличие посторонних предметов в трубе и т.д.), и
хорошо разделяет последовательно перекачиваемые жидкости. Нап
ример, для удаления воды из трубопровода, предназначенного для
перекачки горячей вязкой нефти, между горячей нефтью и водой была
закачана партия около 1 км длиной холодной вязкой нефти. Сопро
тивление. оказываемое этой холодной пробкой, было незначительным.
В результате движения этой пробки практически вся вода, находя-
щаяся в трубопроводе, была удалена. Холодный участок нифти сыграл
роль жидкостного вязкоупругого разделителя.
Добавление некоторых полимеров (полиакриламид, полиизобути
лен и др.) в количестве до 0,5 % в перекачиваемые жидкости позволя-
ет получать пробки, значительно снижающие объем образующейся
смеси. Таких же результатов можно достичь, если загущение прово-
дить гудроном (асфальтено-смолистыми веществами). В связи с тех:
что гудрон растворим в нефтях и нефтепродуктах, его применение
может быть оправдано только на коротких трубопроводах при после-
довательной перекачке нефтей..
Естественно, что гораздо проще применять жидкостной раздели-
тель из нефтепродукта, по своим свойствам близкого к основным пос-
ледовательно перекачиваемым нефтепродуктам. Буферная жидкость,
занимающая промежуточное- положение между перекачиваемыми
нефтепродуктами, не изменяет существенным образом механизма
смешения и, следовательно, объем образующейся смеси не уменьшает-
ся. В этом случае допустимые концентрации примесей буфепной
жидкости и основных нефтепродуктов будут больше по своему значе-
нию и основная часть образовавшейся смеси может быть принята в
резервуары с товарными нефтепродукгами. Например, если бензин и
дизельное топливо перекачивать без разделительной жидкостной
пробки, то большую часть образовавшейся смеси придется принимать
в отдельный резервуар, так как по условиям сохранения качества
допускается небольшое количество примеси бензина к дизельному
топливу и наоборот (см. табл. 6.1). Если же между ними поместить
разделительную пробку из керосина, то значительные участки зоны
смеси можно принять в товарные резервуары, так как допустимые
концентрации бензина и керосина, дизельного топлива и керосина во
много раз превышают допустимые концентрации бензина в дизельном
топливе и наоборот. Если же получается некондиционная смесь, то б
98
незначительном объеме и,следовательно,ее будет в дальнейшем легко
. реализовать.
Эффективным способом разделения последовательно перекачива-
емых нефтепродуктов является применение механических разделите-
лей. Прием смеси в отдельный резервуар надо рассматривать как ЧП.
Надо ориентироваться на такой объем партии, что всю смесь ’’разло-
жить” по резервуарам с ходу. В настоящее время применяются меха-
нические разделители различных типов и конструкций (дисковые,
I манжетные, поршневые, сферические, комбинированные и т.д.). Выбор
того или иного типа и конструкции разделителя основывается на
технико-экономических показателях и обеспечении технологических
I требований к нему. Раздели сель должен быть недорогим; простом по
конструкции, легким и разборным; перемещаться строго со скоростью
потока (не обгонять и не отставать от зоны контакта), т.е. быть эффек-
тивным разделяющим средством на всем пути движения по трубопро-
। воду.
Самым простым по конструкции является дисковый разделитель,
состоящий из штанги с металлическими писками, между которыми
располагаются диски из упругого материала. Упругие элементы диско-
вого разделителя имеют диаметр на 3-5 мм больше внутреннего
диаметра трубы. Компенсация износа осуществляется только за
счет упругости материала, поэтому такой разделитель относительно
| быстро теряет герметичность. Однако и в этом случае объем образую-
щейся смеси может быть сокращен до 50 % по сравнению с объемом
смеси, образующейся при прямом контактировании. Максимальное
расстояние, которое дисковые разделители могут пройти без потери
герметичности, не превышает 30-50 км. Следовательно, такие раздели-
стели целесообразно применять на трубопроводах небольшой протя-
женности, на линейной части которых отсутствуют резкие изменения
диаметров, задвижки имеют то же проходное сечение, что и основная
1 магистраль, на трассе не должно быть сварныл поворотов с углами,
через которые не сможет пройти выбранный дисковый разделитель.
Материал упругого элемента разделителей всех типов должен быть
износостойким, выдерживать длительное воздействие нефти или
нефтепродуктов, не изменять значительно своих свойств при воздейст-
вии температуры до 353 К. Этим требованиям удовлетворяют полимер-
ные материалы (неопрен, адипрен, хайкар и др.) и маслобензостойкие
резины различных марок.
Манжетные разделители имеют много вариантов конструктивного
изготовления. На рис. 6.5 представлен трехманжетный разделитель, со-
стоящий из полого вала 2 и трех манжет 1 из полиэтилена или маслобен-
зостойкой резины. Манжеты работают в зоне полужидкостного трения,
Поэтому при движении по трубопроводу обеспечивается практически
постоянная по длине степень герметизации границы раздела нефтепро-
99
Рис. 6.5. Манжетный разлелтель конструкции Управления Урало-Сибирскими магистра-
льными нефтепроводами
дуктов. Износ манжет разделителя при наличии полужидкостниго тре-
ния незначителен, поэтому они могут проходить расстояния до 600-
700 км Несмотря на эластичность манжет, жесткость их такова, что они
снимают с внутренних стенок трубопровода рыхлый слой отложений.
Хорошие эксплуатационные показатели данной конструкции раздели-
телей обеспечиваются также за счет создания плавучести их в потоке,
С этой целью вал разделителя изготовляют из трубы необходимого
диаметра и герметизируют. Разделитель имеет минимум металличес-
ких деталей. Конструкция его очень проста, поэтому каждое трубо-
проводное управление может изготовить их самостоятельно. Масса
разделителя в комплекте с полиэтиленовыми Манжетами для трубо-
провода диаметром 700 мм составляет 65 кг, поэтому заправку его в
патрубок камеры пуска или приема на конечном пункте следует
проводить без громоздкого вспомогательного оборудования двумя-
тремя рабочими. Для коротких трубопроводов манжеты разделителей
можно применять многократно. Для этого разделители на конечном
пункте собирают и партиями возвращают железной дорогой или
автотранспортом на головной пункт. Транспортировку разделителей
можно осуществлять как в собранном, так и в разобранном виде.
Для трубопроводов малого диаметра (до 150 мм) и длины (30-50
км) применяют эластичные манжетные разделители, полностью изго-
товленные из маслобензистойкой резины, которая обладает хорошей
износостойкостью. В условиях нефтебаз и шлейфовых трубопроводов,
по которым последовательно перекачивают различные нефтепродукты
при малых числах Рейнольдса, применение таких разделителей оказа-
лось весьма эффективным - объем образующейся смеси не превышает
15 % от объема трубы.
Поршневые разделители получили меньшее распространение, чем
манжетные. Поршневой разделительх уплотнительными перемычкам!
представляет удлиненное тело, выполненное из эластичного материа-
ла с вогнутым задним концом и скругленной головкой. Внутри тела
разделителя через определенные, интервалы расположены уплотни -
100
। тельные пластмассовые перемычки. Толщина пер змычек увеличивает*
ся от центра к периферии. На вогнутую поверхность действует давле-
ние жидкости. Эластичное тело разделителя это давление перераспре-
деляет на пластмассовые перемычки, которые распрямляются и
плотно прижимаются своими утолщенными краями к внутренней
стенке трубы, обеспечивая разделение последовательно перекачива-
емых нефтепродуктов.
При последовательной перекачке нефтепродуктов достаточно
широко применяют шаровые разделители, которые изготовляют из
эластичного материала: синтетического или натурального каучука,
специальной резины, неопрена. Толщина стенки разделителя 25-80
мм в зависимости от диаметра. В стенку впрессовьп лот обратный
клапан, через который внутреннюю полость шара заполняют водой или
другой жидкостью перед пуском разделителя в трубопровод. Раздели-
тели изготовляют диаметром от 0,1 до 1 м. Для обеспечения хорошего
разделения последовательно перекачиваемых нефтепродуктов разде-
[Дитель должен плотно прижиматься к внутренней стенке трубы. Это
достигается путем подкачки жидкости Ъо внутреннюю полость разде-
'лителя. Диаметр шара доводят до 1,01 от внутреннего диаметра трубы.
При этом условии ширина контактной поверхности составляет 10-15%
диаметра трубы. Такая ширина контактного кольца не обеспечивает
надежной герметичности при движении шарового разделителя. По этой
Причине для надежного разделения нефтепродуктов шаровые разде-
лители в зону контакта запускают партиями до Г । штук.
Шаровые и сфероидальные разделители проходят через колена
I трубопроводов любого радиуса, через тройники и угольники, не
| застревают при встрече с небольшими препятствиями. Срок службы их
достаточно продолжительный - пробег достигает 1500 км. На переме-
шепие таких разделителей по трубопроводу затрачивается малое
I количество энергии потока; запуск и прием их может осуществляться
автоматически, что позволяет быстро и точно вводить необходимое
число разделителей в зону контакта последовательно перекачиваемых
нефтепродуктов.
Основной недостаток шаровых разделителей - низкая устойчи-
вость скорости движения, что приводит к отставанию или обгону разде-
лителем зоны контакта. Объем смеси в этом случае может быть даже
больше, чем при прямом контактировании нефтепродуктов. С целью
устранения этого недостатка иногда применяют комбинированные
разделители (рис. 6.6). Такие разделители могут состоять, например, из
сфероидальных и манжетных разделителей (см. рис. 6.6) или комбина-
ции других разделителей. Манжеты могут быть либо цилиндрически-
ми, либо сфероидальными. Комбинированные разделители обладают
достоинствами поршневых и шаровых разделителей. Они имеют
большую устойчивость скорости движения и, следовательно, надежно
101
Рис. 6.6. Комбинированный разделитель
Рис. 6.7. Камера пуска й) и приша (5) рчздоопех. и
разделяют контактирующие нефтепродукты, значительно сокращая
объем образующейся смеси.
Пуск и прием разделителей проводят с помощью специальных
устройств, сооружаемых на трубопроводе. Одиночные разделители
всех типов запускают и принимают с помощью камер пуска и приема
(рис. 6.7). Перед пуском разделитель через открытый затвор 1 устанав-
ливают в патрубок камеры пуска. При заправке разделителей задвиж-
ки 2 и 4 закрыты, а перекачку проводят через задвижку 3. После уста-
новки разделителя и закрытия затвора / открывают задвижки 2 и 4, а
задвижку 3 закрывают. Разделитель потоком жидкости подается в тру-
бопровод 5. Прием разделителей, движущихся по трубопроводу 5, про-
водят через задвижку 6 в патрубок с затвором 9. Перекачку в момент
приема разделителя проводят через открытые задвижки 6 и 8 и частич-
но открытую задвижку 7 (частичное открытие задвижки 7 необходимо
для предупреждения гидравлического удара в момент остановки
разделителя). Для запуска и приема серии разделителей (типа манжет-
ных) камеры приема и пуска разделителей модифицируют следующим
образом: удлиняют патрубок с заглушками / (9); удлиняют обводную
трубу с задвижками 3 (7) и делают число перемычек с задвижками 2 (5)
по числу разделителей. Открывая поочередно задвижки 2 на соответс-
твующих перемычках,проводят поэтапный ввод разделителей в поток
нефтепродуктов. Прием серии разделителей осуществляют аналогич-
но.
102
7
Рис. 6.8. Устройство для запуска серия шаровых разделителей
Шаровые разделители в зону контакта запускают, как правило,
партиями. Разработано несколько типов пусковых устройств для
шаровых разделителен, которые имеют специальное оснащение для
автоматического запуска и приема разделителей по заданной програм-
ме. Схема устройства для запуска шаровых разделителей с помощью
регулирующих плунжеров представлена на рис. 6.8. Она состоит из
[кассеты патрубка 6, смонтированного наклонно к горизонту, в кото-
ром размещается необходимая партия шаровых разделителей. Кассета
с помощью задвижки 5 соединяется с магистральным трубопроводом I.
Диаметр кассеты на 100-150 мм больше диаметра шаров, что необхо-
димо для облегчения их заправки через концевой затвор 8 и скатыва-
ния шаров до упора в задвижку 5. Заправку разделителей в кассету
осуществляют следующим образом. Закрывают задвижки 5и Ни
открывают задвижки 9, 10 и воздушный сифон 7, Нефтепродукт из
кассеты сливают в специальную емкость через задвижку 10. Открыва-
ют затвор 8 и партию шаровых разделителей загружают в кассету.
(После этого закрывают концевой затвор и задвижку 10и открывают
задвижку //. Кассету заполняют нефтепродуктом до тех пор, пока из
воздушного вентиля 7 не потечет избыток нефтепродукта. Затем
[закрывают воздушный вентиль, задвижки 9 и 11 и открывают задвиж-
ку 5. Запуск разделителей в трубопровод осуществляют с помощью
плунжеров 2 и 4, которые приводятся в действие либо вручную, либо
автоматически с помощью сервомоторов, работающих по импульсам от
реле времени 3. Реле устанавливают так, чтобы разделители запуска-
лись в трубопровод через заданные интервалы времени. Срабатывание
реле происходит от датчиков, установленных на заданных расстояни-
ях от устройства для ввода разделителей. Получив импульсы от
датчика, реле включает сервомотор и поднимает плунжер 2. Шаровой
разделитель под действием собственной массы скатывается в трубо-
провод. После этого плунжер 2опускается, а плунжер 4 поднимается и
очередной разделитель подается к плунжеру 2, готовый к запуску в
^трубопровод.
103
20 25 20 24 I 20 24 20 24 23 20 22 21 20
Рис. 6.9. Система пропуска разделителей чи^л промежуточные насосные станции
Разделители многих конструкций проходят расстояния, значите-
льно превышающие расстояния между насосными станциями. Следова-
тельно, на промежуточных насосных станциях магистральных трубо-
проводов, предназначенных для последовательной перекачки нефте-
продуктов или нефтей, необходимо предусматривать специальные
обгонные устройства.
Прохождение разделителем промежуточной насосной станции
осуществляется с помощью специального устройства, позволяющего
пропускать разделитель, минуя насосную станцию без остановки
перекачки (рис. 6.9). Это устройство сооружено и эксплуатируется в
Управлении Урало-Сибирскими магистральными нефтепроводами при
последовательной перекачке сырых и обессоленных нефтей. Устройст-
во состоит из основного I и вспомогательного II коллекторов. Основ-
ной коллектор I состоит из приемопусковых камер III, обратных клапа-
нов 24 и отсекающих задвижек 21 и 25, с помощью которых его соеди-
няют с основной магистралью I и 19. Оба коллектора соединяют между
собой перемычками с задвижками 5. 8,11,14 и обратными клапанами
6, 9, 12 и 15. На входе и выходе из коллектора I, а также на всех прие-
мопусковых камерах III смонтированы сигнализаторы контроля про-
хождения разделителей (СКР) 20.
Работу системы осуществляют по заданной программе, которая
включается либо от приборов контроля за смесеобра зованием, либо от
СКР. установленного на входе в коллектор /. При подходе разделите-
лей к промежуточной насосной станции закрывается задвижка 2, и
поток жидкости вместе с разделителями проходит через коллектор 1.
Затем через патрубок 23 поток попа дает в коллектор II и при открытых
задвижках 13, 10, 7и 4 во всасывающий трубопровод 3 насосной
станции. Когда первый разделитель займет место в приемопусковой
камере между патрубками 22 и 23, о чем даст знать СКР 20 этой каме-
ры, открывается задвижка 11 к закрываются задвижки 13 к 14. Система
готова к призму второго разделителя. Прием разделителей осуществ-
ляется поочередно по мере их поступления и срабатывания соответст-
104
вующих СКР. После приема последнего разделителя открывается
задвижка 2 и закрываются задвижки 25, 4 и 5.
Запуск разделителя в трубопровод 19 осуществляется открытием
1адвижек 14, 16, 21 и закрытием задвижки 18. Нефтепродукт, поступа-
юший из нагнетательного трубопровода 17, в заданный момент време-
ни вытесняет первый разделитель в зону контакта. Второй раздели-
тель запускается закрытием задвижки 14 и открытием задвижек 13 и
11. Последующие разделители запускаются аналогично. После запуска
|Последнего разделителя закрываются все задвижки системы, кроме
задвижек 2 и 18. Насосную станцию в этом случае эксплуатируют по
юбычной технологической схеме.
В зависимости от режима последовательной перекачки, числа
{применяемых разделителей и длины трубопроводной обвязки проме-
жуточной насосной станции операции приема и запуска разделителей
по времени могут частично перекрываться, т.е. одновременно могут
идти прием и запуск разделителей. Принцип работы большей части
o6i онных устройств примерно одинаков, а отличаются они конструк-
тивным оформлением, расположением трубопроводов, задвижек,
обратных клапанов и т.п.
Контрольные вопросы
1. Обоснование последовательной перекачки.
2. Процессы смешения при ламинарном и турбулентном режимах течения.
3 Объем смеси в пределах произвольных и симмезричных концентраций.
4. Понятие о допустимых концентрациях подмешивания.
5. Сут'- эффективного коэффициента смешения.
6. Определение расчетной пропускной способности продуктопровода и необходимого
числа дней перекачки каждого продукта.
7. Понятие и структура цикла.
8. Определение оптимального числа циклов при равных и разных стоимостях нефте~
пр )дунтов.
9. Основные методг i контроля за последовательной перекачкой.
10. Мероприятия по уменьшению количества образующейся смеси.
11. Конструкция разделителей.
12. Устройство для запуска и прием: разделителей.
Глава 7. ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ ПЕРЕКАЧКИ ВЫСОКОВЯЗКИХ
И высо:;озастываг)»циу НЕФТЕЙ И нефтепродуктов
В настоящее время добываются значительные объемы нефтей,
обладающих высокой вязкостью при обычных температурах или
содержащие большое количество парафина и вследствие этого засты-
вающие при высоких температурах. Перекачка таких нефтей по трубо-
проводам обычным способом затруднена. Цля осуществления трубо-
проводного транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей
применяют следующие способы: смешение вязких и высокозастываю-
Пш : нефтей и нефтепродуктов с маловязкими; гидротранспорт -
105
смешение и перекачка с водой; термообработка высокозастываюншх
парафинистых нефтей; газонасышение нефтей; вибро- и бароподготов-
ка нефтей перед их закачкой в трубопровод; добавление присадок-де-
прессаторов; деструкция всей или части нефти; перекачка в гранулах и
контейнерах; перекачка предварительно подогретых нефтей и нефте-
продуктов.
Выбор способа перекачки должен быть обоснован технико-эконо-
мическим расчетом.
§ 32. Перекачка с разбавителями
Улучшения реологических свойств (снижение вязкости, напряже-
ния сдвига и температуры застывания) транспортируемых вязких или
высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов Можно получить путем
смешения их с разбавителями. В качестве разбавителей применяю-
маловязкие нефти, газовые конденсаты, керосины, бензины, жидкосп
с поверхностно-активными веществами (ПАВ), жидкие нефтяные газы
Разбавление широко используют. Оно имеет хорошие перспективы, что
объясняется рядом условий:
необходимость перекачки нефтей с разными физико-химическими
свойствами, добываемых на одном многопластовом месторождении
или на рядом расположенных;
требования потребителей на поставку продукции определенного
качества по содержанию парафинов, смол, солей, серы, воды и т.д
(условия поставки на перерабатывающие заводы и экспорт);
задачи повышения пропускной способности существующих трубе
проводных систем без ввода в действие дополнительных мощностей;
целесообразность сохранения окружающей среды в районах с
вечномерзлыми грунтами из-за неэффективности перекачки с предва-
рительным подогревом.
Смешение с разбавит елями возможно только в том случае, сел.
оно не нарушает технологических требований, предъявляемых к
нефтяному сырью. влияние разбавителя на реологические свойства
парафинистых нефтей сказывается следующим образом: понижаете»',
концентрация парафи! а в смеси, а это приводит к снижению вязкости
. при наличии в разбавителе асфальтено-смолистых веществ они дей
ствуют как депрессаторы и влияют на рост кристаллов парафина и
снижают вязкость и температуру застывания. Количество разбавителя
для каждого сорта вязкой или высокопарафинистой нефти (нефте
продукта) следует определять на основании лабораторных исследова-
ний по вязкости и температуре застывания смесей различной концен
трации. Найденную оптимальную концентрацию разбавителя необхе
димо строго соблюдать при транспортировке.
Смешение нефтей или нефтепродуктов можно проводить в резер
106
вуарах или трубе. Технология смешения следующая: на головной
станции (или в зоне подмешивания) в резервуар с вязкой или высоко-
парафинистой нефтью в необходимом количестве закачивают разбави-
тель и перекачкой по замкнутому кольцу специальными насосами
смесь доводят до заданной кондиции. После приготовления опреде-
ленного количества смеси ее направляют в магистраль, а в других
резервуарах готовят следующую партию. Количество оборудования и
Система обвязки резервуаров и насосной станции зависят от объема
нефтей, которые необходимо смешивать.
Смешение компонентов в трубе проводят с помощью специальных
дозировочных насосов, когда в поток основной жидкости закачивают
в необходимом количестве разбавитель. Для увеличения интенсив-
ности перемешивания компоненгов в трубе устанавливают смесители
специальной конструкции (турбулизаторы различного типа).
Разбавление вязких нефтей бензинами, керосинами, дизельным
топливом, как правило, не проводят, так как на промысел разбавитель
необходимо подавать по параллельному трубопроводу, сооружение и
рксплуатация которого требуют дополнительных затрат. Поэтому
транспортировка вязкой нефти с таким разбавителем оказывается
чаще всего дороже, чем другими способами. Для нефтепродуктов
(мазутов, гудронов и др.) такие разбавители также нецелесообразны,
так как на конечных пунктах необходимо будет сооружать установки
по разделению смесей. На некоторых трубопроводах (Ллоидминс-
тер-Хардисти (Канада) и Арлан-Салават (Башкирия) применяют
газовые конденсаты для разбавления вязких нефтей. По нефтепроводу
Ллойдминстер-Хардисти перекачивают очень вязкую (v30 ° 2,9х
х 10"4 ма/с) нефть, разбавленную конденсатом почти на четверть.
Криме этого, в зимнее время смесь перед перекачкой подогревают до
3?0 К. Несмотря на то, что для подачи конденсата на месторождение
Ллойдминстер из Хардисти построен специальный трубопровод, такой
пособ транспортировки вязкой нефти оказался экономически выгод-
ней других способов.
Количество каждого компонента в смеси определяют в соответст-
вии с рецептом смешения, который составляют на основании требова-
ний к конечной продукции. Так, например, содержание серы в подава-
емой на экспорт нефти не должно превышать 1 %. Кроме этого, во всех
пучаях необходимо выдерживать наиболее экономически выгодный
рецепт смешения и чтобы при этом были отражены наилучшим обра зом
интересы народного хозяйства - прибыль, рентабельность, минимум
затрат на перекачку, максимум количества перекачанной смеси и т.д._
Решать весь комплекс перечисленных задач по оптимальному смеше-
нию нефтей и нефтепродуктов можно с помощью специально разрабо-
танных алгоритмов на ЭВМ.
Гидравлический расчет трубопровода для транспортировки смеси
ничем не отличается от расчета обычного нефтепровода. .07
Одним из вариантов разбавления нефтей является применение
сжиженных нефтяных газов. Сущность метода заключается в следу-
ющем. С нефтяных промыслов нефть после первой ступени сепарации
(отделения легких газов - метана и близких к нему) вместе с оста-
точным нефтяным газом транспортируют в районы переработки, где
размещены нефте-, газоперерабатывающие заводы или нефтехимичес-
кие комбинаты. При этом окончательная сепарация, а также товарный
учет нефти и доведение ее до необходимой кондиции по упругости
паров переносят из районов добычи и с головных перекачивающих
станций в районы переработки нефти и газа, т.е. в более обжитые и
благоустроенные районы. Газонасыщенные смеси перекачивают по
схеме из насоса в насос с давлением, обеспечивающим их нормальную
работу. При этом газонасыщенная нефть представляет собой смесь
нефти и газа с гомогенным поведением и давлением насыщенных
паров больше атмосферного.
Технология перекачки нефтей в газонасыщенном состоянии
позволяет улучшить их транспортабельные свойства за счет снижения
вязкости и плотности, снизить потери нефтяного газа в районах добы-
чи нефти и повысить коэффициент его утилизации, снизить загазован-
ность районов нефтяных промыслов, повысить зат рузку нефтепровод-
ных систем, вовлечь в переработку фракции тяжелых углеводородов
нефтяного газа, являющихся ценным сырьем для получения продук-
тов нефтехимии широкого ассортимента. Учитывая также, что пропус
кная способность нефтепровода по энергетическому эквиваленту в
несколько раз выше пропускной способности газопровода, то очевид-
но преимущество способа совместной перекачки нефти в газонасы-
щенном состоянии.
Связь давления насыщенных паров, вязкости и плотности с ком
понентами газонасыщенной нефти является весьма сложной и чаще
всего определяется экспериментально или по эмпирическим форму-
лам, поэтому гидравлический расчет трубопроводов для перекачки га-
зонасыщенных нефтей проводят по специальным методикам.
§ 33. Гидротранспорт вязких нефтей и нефтепродуктов
Совместная перекачка вязких или парафинистых высокозастыва-
ющих нефтей или нефтепродуктов с водой является одним из эффек-
тивных способов трубопроводного транспорта. Существует несколько
вариантов гидротранспорта вязких нефтей.
Первый из них заключается в следующем. В трубопровод одно-
временно закачиваю! воду и вязкий нефтепродукт таким образом,
чтобы нефтепродукт двигался внутри водяного кольца. Чтобы нефть
не всплывала в водяном кольце, потоку придают вращение с помощью
так называемых спиральных труб. Такие трубы на внутренней поверх-
108
нем ти имеют винтовую нарезку заводского изготовления или прива*
ренные металлические полосы (проволоку) необходимых размеров и с
заданным шагом. Спиральная нарезка вызывает вращение движущего*
ся потока, в результате возникают центростремительные силы, от-
брасывающие тяжелую воду к стенкам трубы. Так как вода имеет
малую вязкость по сравнению с нефтепродуктом (нефтью), то потери
на трение в результате получаются малыми и при заданном давлении
можно перекачать большее количество нефти (нефтепродукта) по
сравнению с перекачкой одной нефти. Таким способом можно перека-
чивать нефти (нефтепродукты), имеющие плотность ниже, чем вода.
Разделение воды и нефти на конечном пункте трубопровода проводят
любым известным способом (химический, термический, термохими-
ческий, отстой и др.).
При турбулентном движении воды в кольце за счет турбулентных
пульсаций на границе раздела образуется эмульсионный слой. Через
некоторое время водяное кольцо полностью исчезает и поэтому его
периодически необходимо восстанавливать, а это повышает обводнен-
ность нефти и, следовательно, увеличивает непроизводительные
Затраты на перекачку балластной воды. При этом необходимо учиты-
вать. что вязкость образующейся эмульсии может быть как меньше
(гидроф эбная), так и больше (гидрофильная) вязкости чистой нефти.
Этот способ гидротранспорта не получил распространения из-за
сложности изготовления винтовых нарезок на внутренней поверхнос-
ти труб.
При отсутствии вращения потока в трубе из-за разности плотностей
воды и нефтепродукта вода достаточно быстро стекает d нижнюю часть
трубопровода. В результате образуется поток с разделенным движени-
:м воды по нижней части трубопровода и нефти, которая скользит по
воде. В зависимости от скоростей движения воды и нефти граница
шздела между ними может быть плоской или криволинейной. Причем
I увеличением скорости движения потока толщина сегментного
водяного кольца уменьшается.
Таким образом, второй вариант гидротранспорта заключается в
срздании в трубопроводе потока с четкой границей раздела между
нефтью и водой. В этом случ.е также рассматривают ламинарный и
гурбулентный режимы течения подстилающей воды и сложное течение
|язкой нефти. Пропускная способность нефтепровода возрастает и
1ожет превысить пропускную способность при перекачке одной
холодной вязкой нефти максимум в 1,5 раза, что объясняется в пер-
*ую очередь уменьшением смоченного вязкой нефтью периметра
Фубопровода, а также увлекающим эффектом подстилающей воды.
Однако и этот способ не нашел применения, так как только при лами-
нарном режиме обеспечивается четкая граница раздела между нефтью
I водой. Обеспечение i зминарного течения компонентов в трубе
109
приводит к очень малым подачам и воды.и нефти. При средней скорос-
ти потока 0,07 м/с и более наступает турбулизация подстилающего
слоя воды, что быстро приводит к образованию эмульсии в трубе.
Отсюда следует третий вариант гидротранспорта - образование
смеси нефти с водой и ее последующая перекачка. Водонефтяные
смеси обладают свойствами неньютоновских жидкостей. Снижения
вязкости эмульсий и, следовательно, уменьшения потерь на трение
•можно получить в случае, когда образуется эмульсия типа ’’нефть в
воде” (Н/В). Такая водонефтяная смесь представляет собой взвесь
застывших частиц нефти различных размеров в воде (сплошной фазой
является вода). Каждая частица нефти окружена водяной пленкой и
поэтому они с внутренней поверхностью трубы и друг с другом не
контактируют. В результате по всей внутренней поверхности трубы
образуется водяное кольцо, по которому скользит водонефтяная
смесь.
Это явление было названо эффектом скольжения. Для улучшения
условий образования и сохранности (срока жизни) эмульсий типа Н/В в
водонефтяную смесь добавляют различные ПАВ, в основном анион
ного типа. Эти вещества, растворенные в воде, улучшают смачивае
мость водой внутренней поверхности трубы, что значительно снижает
потери энергии на трение при перекачке.аУстойчивость эмульсии Н/В
зависит от характеристики и концентрации ПАВ, температуры, режима
движения, потока, соотношения воды и нефти в потоке. Известно, чтс
нефти с водой (без ПАВ) образуют достаточно стойкие эмульсии типа
’’вода в нефти” (В/Н), названные "обратными”. Эти эмульсии сплошной
фазой имеют нефть, в которую включены частицы воды различных
размеров. Их вязкость значительно превышает вязкость чистой нефти.
При резких уменьшениях скорости перекачки, температуры пото-
ка, давления происходит инверсия фаз, т.е. превращение эмульсии Н/В
в эмульсию В/Н, которая, как правило, приводит к ’’замораживанию’’
трубопровода.
Уменьшение объема воды в смеси ухудшает устойчивость эмуль-
сии, а увеличение объема транспортируемой воды улучшает устойчи-
вость эмульсии, но снижает экономические показатели данного вида
гидротранспорта. Экспериментально установлено, что минимальное
количество воды должно составлять 30 % по объему от общего коли
чества транспортируемой смеси. Для улучшения эффективности
гидротранспорта лучше всего применять водорастворимые ПАВ. В
грубодиспергированных потоках при определенных условиях может
происходить гравитационное расслоение, которое идет гем интенсив-
нее, чем больше разность плотностей воды и нефтепродукта. При
гидротранспорте недопустимы остановки перекачки, так как они
сопровождаются интенсивным расслоением потока.
Эиульсии хорошо сохраняются при развитом турбулентном режи-
пи
ме в трубопроводе. На головных сооружениях их готовят при темпера-
турах около 300 К в специальных смесителях или центробежных
насосах. Для предотвращения инверсии фаз в процессе перекачки
следует строго выдерживать температурный режим, заданную концен-
трацию ПАВ и процентное содержание воды в смеси.
Гидротранспорт высокопарафинистой нефти (33 % парафина)
применяют на магистральном гидронефтепроводе Танджунг-Балик-
палан (Индонезия). Экспериментами на данном трубопроводе было
установлено, что хорошо приготовленные гидросмеси (30 % воды)
можно перекачивать с остановками перекачки до 5 сут. Пусковое
давление при возобновлении перекачки не превышало допустимых
значений. На конечном пункте нефть термически обезвоживают и
происходит регенерация или нейтрализация ПАВ.
§ 34. Перекачка термообработанных нефтей
и нефтепродуктов
Одним из способов подготовки для трубопроводного транспорта
высокопарафинистых нефтей, содержащих смолы и асфальтены,
является термическая обработка, сущность которой заключается в
нагревании нефти до определенной температуры и последующем ее
охлаждении с заданным темпом.
При естественном охлаждении высокопарафинистых нефтей
|(нсфтепродуктов) выделяющиеся кристаллы парафина, соединяясь
между собой, образуют достаточно прочную структурную решетку, в
ячейках которой заключена жидкая фаза нефти. Чем больше в нефти
парафина и асфа ль. осмо л истых веществ, тем прочнее получается
Iрешетка, выше вязкость V, температура застывания Т3 и статическое
напряжение сдвига т0. Размер кристаллов парафина зависит от тем-
пературы его плавления и темпа охлаждения. Тугоплавкие парафины
и церезины образуют мелкодисперсную, а парафин с низкой темпера-
турой плавления - резко выраженную пластинчатую или ленточную
структуру.
При заданном темпе охлаждения первыми начинают кристаллизо-
ваться тугоплавкие парафины, которые покрываются слоем адсорбиро-
ванных смол и асфальтенов, и последующая кристаллизация оставше-
гося парафина происходит на краях и ребрах имеющихся кристаллов.
результате образуются агломераты парафиносмолистых веществ в
Ьиде достаточно крупных друз, которые не соединяются между собой.
Поэтому нефть остается подвижной и ее вязкость, температура засты-
вания и статическое напряжение сдвига оказываются существенно
Меньшими, чем для исходной нефти.
Для достижения эффекта термообработки необходимо тщательно
Подбирать температуру нагрева и скорость охлаждения нефти. Для
in
I
каждой нефти значения их должны быть такими, чтобы получать
наилучшие реологические параметры после термообработки. Превы-
шение температуры нагрева нефти при термообработке выше опти-
мальной не дает положительного эффекта, а даже приводит к ухудше-
нию реологических параметров. На величину реологических парамет
ров высокопарафинистых нефтей существенно влияет термическая
предыстория, т.е. сколько и как данную нефть нагревали и охлаждали.
В соответствии с этим и рекомендуют значения температуры нагрева
нефти и темпа охлаждения. Заданный темп охлаждения может обеспе-
чиваться как в статических, так и в динамических условиях. Опреде-
ленный темп в динамических условиях обеспечивать весьма сложно,
поэтому охлаждение проводят чаще всего в статических условиях в
специальных холодильниках.
Геплофизические параметры термообработаняой нефти (Т3, v, т0
со временем ухудшаются и достигают первоначальных значений,
которые нефть имела до термообработки. Для разных нефтей время
восстановления свойств различно. Так, например, восстановление
свойств термообработанной озексу атской нефти происходит менее чем
за 3 сут, тогда как для мангыщлакской нефти это время около 45 суз
Срок восстановления параметров термообработанной нефти до на-
чальных значений необходимо обязательно знать, так как продолжи-
тельность перекачки по трубопроводу может оказаться значительно
большей. В связи с этим термообработку мангышлакской нефти можно
осуществить, так как за 20-40 сут нефть можно докачать на расстояние
2000-5000 км, а озексуатские нефти термообрабогке лучше не под-
вергать. В последнем случае имеется опасность ’’замораживания”
трубопровода.
Если добываемая нефть по своим параметрам отвечает требова-
ниям термообработки, то магистральный трубопровод для перекачки
термообработанной нефти на заданное расстояние будет отличаться от
трубопровода для перекачки маловязкой нефти только наличием
пункта термообработки на головных сооружениях. Гидравлический
расчет, расстановку насосных станций проводят как для обычного
труоопровода.
Свойстве термообработанной нефти изменяются и при последу-
ющих термических воздействиях. При транспортировке термообра
бот энных нефтей часто возникает необходимость их повторной
нагрева либо для улучшения всасывающей способности насосов, либо
для ускорения сливно-наливных операций и т.д. Повторный нагрев
термообработанной нефти до температуры ниже температуры плавле-
ния парафина, резко ухудшает ее реологические свойства. Отсюдз
следует, что слабый нагрев термообработанной нефти проводить не
рекомендуется Такую нефть лучше повторно нагревать до оптималг
нои температуры термообработки, что позволит сохранить реологи-
112
веские параметры после охлаждения на требуемом уровне. Незначи-
тельное превышение на 5-6 К или снижение на 20 К температуры
термообработанной нефти в процессе эксплуатации существенно не
изменяет температуру застывания, эффективную вязкость и начальное
напряжение сдви.а.
По данному способу эксплуатируют магистральный нефтепровод в
Индии Нахоркатья - Барауни. Нефть месторождения Нахоркатья,
содержащую 11,5 % парафина и имеющую температуру застывания
305 К, подвергают термообработке и затем перекачивают на расстояние
1158 км. На трубопроводе сооружено четыре промежуточные насосные
станции.
§ 35. Перекачка нефтей с присадками
Улучшения реологических свойств вязких или высокопарафинис-
тых нефтей и нефтепродуктов можно достичь применением депрес-
сорных присадок (депрессаторов). В качестве депрессорных присадок •
применяют присадки типов ЕСА, ДН-1, "Паранин”, АЗ и др. Механизм
их действия до конца не уточнен, но примерно заключается в следу-
ющем: присадки увеличивают дисперсность микрокристаллов парафи-
на (размеры кристаллов парафина уменьшаются в четыре - девять раз)
за счет образования флуктуаций плотности при понижении температу-
ры, которые выступают зародышами при кристаллизации парафина.
Присадка ограничивает размер кристалла парафина в пределах соб-
ственного размера макромолекулы и предотвращает срастание от-
дельных кристаллов парафина в прочную кристаллическую решетку. В
результате заметно улучшаются реологические характеристики па-
рафинистых нефтей.
Многие прис здки представляют собой сополимер на основе слож-
ных эфировг акриловой и метакриловой кислот и высших насыщенных
спиртов.
Применение депрессорных присадок не требует больших дополни-
тельных капитальных затрат и при достаточно широком освоении
прсизводства присадок может быть экономически выгодным net
сравнению с другими способами перекачки высокопарафинистых
нефтей. Применение депрессаторов позволяет снизить не только
энергозатраты на перекачку, но и существенно сократить капитальные
расходы, так как при их применении сокращается число насосных и
тепловых станций. Это объясняется тем, что снижается эффективная
вязкость перекачиваемой нефти и подогрев нефти по длине трассы
трубопровода практически не требуется.
Эксперименты и опыт эксплуатажи трубопроводов, предназначен-
ных для транспортировки высокопарафинистых нефтей, показали, что
добавление эффективных присадок типа ’’Парамин” в количестве
113
0,02-0,2 % по массе придает ньютоновский характер течению высоко-
застывающих парафинистых нефтей при температурах близких к
температуре окружающей среды. Нижний предел введения присадок
практически не снижает вязкость нефти, но предотвращает парафини*
зацию труб и оборудования.
Перед введением присадок нефть следует нагревать до полного
расплавления парафина и образования истинного раствора парафина в
нефти (температура нагрева нефтей должна составлять 320-350 К).
Если присадку вводят*в нефть при температуре ниже температуры
кристаллизации парафина, то эффект ее будет очень низким. Однако
последующий нагрев нефти до температуры плавления парафинов
вновь повышает эффективность депрессатора.
На эффективность действия присадок существенно влияют интен-
сивность перемешивания и темп охлаждения нефти. Влияние интен-
сивного перемешивания заключается в более полном блокировании
кристаллов парафина молекулами депрессатора. Очевидно, что в этом
случае большую роль играет эффект термообработки, а не воздействие
присадки, так как разделить их влияние практически невозможно.
При остановках перекачки в нефти с депрессатором образуется
структурная решетка, характеризующаяся слабой прочностью, что
облегчает возобновление перекачки. Так, опыт (трубопровод Фин-
нарт-Гринжемаут в Западной Европе) и эксперименты на моделях
показали, что остановки перекачки нефти, обработанной депрессато-
рами, при температуре выше 277 К по времени практически не ограни-
чены. Нефтепровод Финнарт-Гринжемаут с обработанной депрес-
сатором нефтью стоял 13 сут, после чего перекачка была легко возоб-
новлена, и нефтепровод достаточно быстро вышел на расчетную
подачу.
Одним из важнейших условии использования депрессаторов
является стабильность их действия на нефть в течение длительного
времени. Большая часть депрессаторов отвечает этому требованию.
Обычно перекачка высокопарафинистой нефти с депрессорной
присадкой предусматривает обработку всего объема перекачиваемой
нефти, что требует большого количества присадок и значительных
энергозатрат на нагрев и перемешивание всей нефти. Стоимость приса-
док пока еще велика и их применение не экономично по сравнению со
способом горячей перекачки. В связи с этим сотрудниками
ВНИИСПТнефть предложено вводить депрессорную присадку только в
кольцевой пристенный слой, что обеспечивает снижение энергозатрат
на перекачку нефти. Пристенный кольцевой слой состоит из той же
нефти с добавкой депрессатора, поэтому всплывание ядра потока
исключается ввиду равенства плотностей.
Технология перекачки с кольцевым слоем выглядит примерно
следующим образом: высокопарафинистую нефть с необходимой
114
температурой подогрева закачивают в трубопровод, на некотором
расстоянии от насосной станции при соответствующей температура
вводят присадку в виде кольца около внутренней стенки трубы.
Расход депрессатора в этом случае сокращав! ся примерно в 10 раз по
сравнению с введением ее во всю перекачивающую нефть.
Депрессаторы пока еще очень дороги, поэтому их нужно исполь-
зовать так, чтобы получить максимально возможный технический или
технико-экономический эффект.
5 36. Перекачка предварительно подогретых нефтей
и нефтепродуктов
Разновидности перекачки подогретых нефтей и нефтепродуктов. В
настоящее время наиболее распространенный способ трубопроводного
транспорта вязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов -
перекачка их с подогревом. Существует несколько вариантов пере-
качки высокопарафинистых и вязких нефтей с подогревом.
Для коротких нефтебазовых трубопроводе? широко применяют
подогрев трубопровода различными способами. Если паро- и трубопро-
вод для застывающего нефтепродукта проходят в одном направлении,
то можно opi авизовать перекачку с путевым подогревом. Проложив
трубопроводы рядом или поместив паропровод внутри нефтепровода
(рис. 7.1, а, б) и покрыв их тепловой изоляцией /, получим систему с
путевым пароподогревом. Нефть по этой системе может перекачи-
ваться при различных режимах и в любое время года. Естественно, что
этот способ для ма< истральных нефтепроводов не применяют из-за его
сложности, дороговизны и технической неосуществимости.
Достаточно широко для подогрева вязких нефтей применяю'*
злектроподогрев. индукционный нагрев; прямой электроподогрея
трубы; нагрев с помощью кабелей или нагревательных лент 2 (рис. 7.1,
в). По сравнению с теплоносителями (горячая вода, пар) электроподо-
грев имеет более высокий к.п.д., широкое регулирование мощности
(включая работу с перерывами), легкость монтажа, компактность.
Рис. 7.1. Схемы путевого подогрева вязких нефтей с паропроводом fc), и электроподог
р₽, м(а)
Индукционный электроподо! рев из-за его высокой стоимости для
нагревания трубопроводов практически не применяют. Прямой элек-
троподогрев труби заключается в подсоединении переменного тока
напряжением не более 50 В к изолированному участку трубопровода.
Использование этого метода ограничено, так как нагреваемый участок
должен быть со всех сторон электрически защищен. Следовательно,
для подземных трубопроводов его применять нецелесообразно из-за
больших утечек тока.
Наибе лее распространены нагревательные элементы в виде кабе-
лей или лент, которые монтируются в основном с наружной поверх-
ности трубы (см. рис. 7.1, а). Энергопотребление их составляет около
100 Вт на 1м трубы. Недостаток греющих кабелей - неравномерность
нагрева трубы по периметру, что приводит к необходимости под-
держивать на кабеле высокую температуру. Мощность, потребляемая
греющим кабелем, достигает 4000 кВт, а нагреваемая длина около
13 км. Для непрерывного нагрева нефти в магистральных трубопрово-
дах этот способ не применяют.
Большее распространение для подогрева коротких труб получили
электронагревательные ленты, которые наматывают на трубопровод с
наружной поверхности с шагом, обеспечивающим заданную мощность
подогрева.
Все виды электроподогрева нефти в трубопроводах можно приме-
нять в случае аварийных или плановых остановок перекачки для
разогрева застывшей нефти и возобновления перекачки.
Принципиальная схема трубопровода для перекачки предвари-
тельно подогретых нефтей. В настоящее время наиболее распростра-
ненный способ трубопроводного транспорта вязких и высокозастываю-
щих нефтей и нефтепродуктов - перекачка предварительно нагретых
жидкостей (горячая перекачка). При этом нефть или нефтепродукт
нагревают в печах (теплообменниках) на головном пункте трубопро-
вода и насосами закачивают в магистраль.
По длине трубопровода через каждые 25-50 км устанавливают
промежуточные пункты подогрева, а через 70-150 км сооружают
промежуточные насосные станции, на которых также имеются устрой-
ства для подогрева нефти, где нефть нагревают и вновь закачивают в
трубопровод. На рис. 7.2 приведена принципиальная технологическая
схема магистрального горячего трубопровода. Нефть с промысла по
трубопроводу 1 подается в резервуарный п^рк 2 головной перекачи
ваюшей станции. Для сокращения потерь теплоты резервуары часто
имеют тепловую изоляцию. Их обязательно оборудуют подогревате-
лями, с помощью которых в них поддерживают температуру, позволя-
ющую выкачать нефть подпорными насосами 3. Насосы прокачивают
нефть через подогреватели 4, которые обычно устанавливают между
подпорными и рабочими насосами 5, что позволяет изготовлять тепло-
116
Рнс. 7Л Принципиальная схема горячего магистрального трубопровода
обменники более легкими, так как давление, развиваемое подпорны-
ми насосами, невелико. Через подогреватели можно пропускать всю
перекачиваемую нефть, повышая температуру до заданного значения,
или часть ее, нагревая до более высокой температуры, чем расчетная, а
на выходе из теплообменника смешивая с более холодным потоком
для получения заданной температуры подогрева. После теплообмен-
ных аппаратов 4 поток нефти поступает в основные насосы 5 насосной
станции и ими закачивается в магистраль. При движении нефти по
трубе она остывает, что увеличивает ее вязкость и, следовательно,
потери на трение. Для предотврашения больших затрат энергии на
перекачку холодной нефти ее подогревают на промежуточных тепло-
I вых станциях 6л7- Если нефть транспортируют на большое расстояние,
то кроме тепловых сооружают и промежуточные насосные станции 8,
как правило, совмещенные с теплев., й станцией 9. На данной схеме
еще указаны промежуточные тепловое станции 10, 11 и сырьевой парк
1/2 нефтеперерабатывающего завода.
По описанному способу в мире в настоящее время эксплуатируют
’около 50 трубопроводов. Один из самых крупных горячих трубопро-
водов Узень- Гурьев-Куйбышев.
Изменение температуры нефти по длине горячего трубопровода.
Для определения закона изменения температуры нефти (нефтепродук-
I та) по длине трубопровода выделим на расстоянии х от начала трубы
I элементарный участок длиной dx и составим для него уравнение
теплового баланса. Потери теплоты от элементарного участка в едини-
цу времени в окружающую среду
Aj-K(T- T0)nDdx,
где К - коэффициент теплопередачи от нефти (нефтепродукта) в
< окружающую среду; Т - температура нефтепродукта для рассматри-
ваемого участка; nDdx - теплопередающая поверхность элементарно-
го участка; D - внутренний диаметр трубопровода; То - температура
окружающей среды. Величины То и К для стационарного теплообмена
принимают постоянными.
При движении жидкости через рассматриваемый элементарный
участок от сечения а-а до сечения а'-а' она охлаждается на dT и
теряет количество теплоты
117
dqm~ GcpdT,
где G ж Qp - массовый расход нефти; Q- объемный расход нефти; р,
ср - плотность и теплоемкость нефти, соответственно.
Знак минус в последнем выражении означает, что температура
нефтепродукта по мере удаления от начала трубопровода падает.
При установившемся (стационарном) режиме теплообмена поте
ри теплоты нефтепродуктом равны теплоте, воспринимаемой окружа-
ющей средой,
пКЛ(Т- T0)dx = - GcpdT.
Разделяя переменные и интегрируя по длине от нуля до х и по
температуре от Т„ до Т, получаем
tiKDx Тн-Т0
-----в1п-------,
Gcp Т-То
где Ти - температура нефтепродукта в начале трубопровода.
Потенциируя выражение (7.1), имеем
, , / nKD
Д- Т0)ехр —
\ Сср
(7.2)
При х я L по формуле (7.2) получаем температуру нефтепродукта в
конце трубопровода Тк.
Уравнение (7.2) впервые было выведено В.Г. Шуховым и носит его
имя. Его широко применяют при расчесах, так как в большинстве
случаев для стационарно! о режима теплообмена трубопроводов,
уложенных в однородных грунтах, дает практически хорошие ре-
зультаты. Из графика (рис. 7.3) следует, что падение температуры на
начальном участке трубопровода более интенсивное, чем на конечном.
Здесь же приведена средняя по длине участка температура Гср.
Ряс. 73. График изменения температуры нефтепродукта
Г по длине горячего трубопровода х
118
При низких температурах парафин, находящийся в нефти, крис-
таллизуется, образуя пространственную решетку по всему объему
нефти, в ячейках которой заключается жидкая фаза нефти. Охлажде-
ние высокопарафинистой нефти происходит следующим образом: от
начальной температуры Тн до температуры начала кристаллизации
парафина Тп такие нефти охлаждаются по закону (7.2): при дальней-
шем охлаждении темп падения температуры несколько замедляется,
так как теплопотери частично будут компенсироваться выделяющейся
теплотой кристаллизации парафина. Установлено, что количество
выделяющегося парафина пропорционально снижению температуры.
Тогда количество теплоты, выделяющейся за счет кристаллизации
парафина, для элементарного участка dx
где е - количество парафина, выделяющегося из нефти при понижении
температуры от Тг до Ге; х ~ скрытая теплота кристаллизации парафи-
на; Те - любая температура, для когирой известно е.
Добавив теплоту кристаллизации в уравнение теплового баланса и
произведя интегрирование, получаем формулу В.И. Черник ина
. nKD , ..
Т=Т0 + (Гп-Т0)ехр (х-1)
Сс>
(7-3)
где / - расстояние от начала трубопровода, на котором температура
нефти падает от Ти до Г,,; координату х отсчитывают от начала трубо-
провода.
Величина сх, определяемая формулой
Iполучила название приведенной теплоемкости. При х » L Т » Тк. За
счет скрытой теплоты кристаллизации выпадающего парафина повы-
шается конечная температура нефти, что снижает потери напора на
трение и позволяет транспортировать ее на большие расстояния.
В формулах (7.2) и (7.3) не учитывается теплоизолирующее влия-
ние слоя парафина, отлагающегося на внутренних стенках трубопро-
вода. Это можно учесть снижением коэффициента теплопередачи от
. нефти в окружающую среду.
Работа трения потока превращается в теплоту, участвующую в
тепловом балансе трубопровода. С учетом теплоты трения температу-
ру нефти в любой точке трубопровода можно определить по формуле
119
7- Т„ + i> + (Т„ - Т„ - Ь) ехр - — Д (7.4)
\ Cep J
где b gGilnKD\ g - ускорение свободного падения; i - средний
гидравлическим уклон.
Определение коэффициентов теплообмена. Коэффициент тепло-
передачи К зависит от режима движения нефти и ее физических
свойств, физических свойств окружающей среды, а также от сопротив
лений теплопереходу антикоррозионной изоляции, тепловой изоля-
ции. отложений парафина и грязи.
Для определения К можно воспользоваться соотношением для
стационарного теплообмена через многослойную цилиндрическую
стенку
J----L-Л _Llnr&Q,_L_
KD a^D i=l 2X, Dt aaDK
(7.5)
где otj - внутренний коэффициент теплоотдачи от нефтепродукта к
внутренней стенке отложений или трубы; Dl+i - наружный диаметр
изоляции, трубы, отложений и т.д.; X, - коэффициент теплопроводнос-
ти отложений металла трубы, изоляции и т.д.; Ц- - внутренний диа-
метр отложении, трубы, изоляции и т.д.; а2 “ внешний коэффициент
теплоотдачи от наружной поверхности трубопровода в окружающую
среду; D„ - наружный диаметр уложенного трубопровода с учетом
футеровки, изоляции и т.д.
Для трубопроводов большого диаметра (более 500 мм) значение К
можно определить по приближенной формуле
где б, - толщина отложений, стенки 1рубы, изоляции и т.д.
Внутренний коэффициент теплоотдачи а, определяют по крите-
риальным уравнениям в зависимости от режима движения нефти по
трубопроводу. Приведем некоторые критериальные соотношения:
1) ламинарный режим при Не < 2300
/ Pr
Nut - 0,17ReO33Pr°-43Gr(U ----1 , (7.7)
\ ^ст /
ПРИ5-104 < (Gr-PrJt,. < 10’
12u
Nut-0,184 (Gr.PrJM*,, (78|
2) турбулентный режим при Re * 10*
/ Pr \Q25
Nuj - 0,021 Re0-8 Tr0-43 [- , (7.9)
\ ₽rCT /
где индекс ”ст” означает, что параметры вычисляют при средней
температуре стенки; все остальные параметры - при средней темпера-
туре потока.
В формулах (7.7)—(7.9) — Nux, Re, Pr, Gr — критерий соответственно
1уссельта, Рейнольдса, Прандтля, Грасгофа:
Nut “OtjDAjRe «=wD/v;Pr = v/a;
_ “ 'ст _ .I
Gr = g-------- D3; a = Vcpp,
v’
где A., v, a, Pp, p - коэффициент соответственно теплопроводности,
-инематической вязкости, температуропроводности, объемного
расширения и плотности нефти (нефтепродукта); w - средняя скорость
потока; 7ср - средняя температура нефти; Т„ - средняя температура
стенки трубы или отложений.
Для подземных магистральных трубопроводов при ламинарном
режиме внутренний коэффициент теплоотдачи изменяется от 5 до
90 Вт/(м2 • К), а при турбулентном режиме от 25 до 400 Вт/(м2 • К). Таким
образом, при турбулентном режиме величиной l/alD можно прене-
бречь (а 2 * 1+5 Вт/(м2- КД. Для ламинарного режима в каждом кон-
кретном случае необходимо оценивать порядок слагаемых в выраже-
нии (7.5) или (7.6). Для подземных трубопроводов при турбулентном
режиме перекачки нефтей можно принимать, что № %. Иногда такое
Допущение возможно и для ламинарного режима.
Внешний коэффициент теплоотдачи а2 зависит от способа прок-
ладки трубопровода.
Для надземных или подводных трубопроводов а2 рассчитывают по
Критериальным формулам вынужденной или свободной конвекции.
Вели трубопровод обдувается ветром или омывается водой, то п2
определяют по формуле вынужденной конвекции
Nu2-CRen, (7.Ю)
где .Nu2 a2DHAf; Re vDH/vc; vc, vt - соответственно коэффициент
теплопроводности и кинематическая вязкость окружающей среды; v -
средняя скорость движения окружающей среды; С, п - постоянные
коэффициенты, зависящие от параметра Re:
12J
Ro
С
5-80
0,81
0,4
80-5000
0,625
0,46
5-10’—5-10*
0,197
0,6
>5-10*
0,023
0,8
Для трубопроводов, уложенных в каналах или помещениях, а2
определяют по формуле свободной конвекции
Nu3 0,53 (Gr • Рг)0*25
(7.П)
В формулах (7.10) и (7.11) параметры Re, Gr, Рг вычисляют по
параметрам окружающей среды (воздуха или воды), взятым при
средней температуре.
Для подземных трубопроводов, проложенных на опорах, внешний
коэффициент должен определяться как сумма коэффициента тепло-
отдачи конвекцией, определяемый по формуле (7.10) или (7.11), и
коэффициента теплоотдачи радиацией
(7.12)
. где еп - степень черноты поверхности трубопповода; С $ в 5,77 Вт/(м2 х
хК)- постоянная Планка; Гст, Го - средняя температура соответс
венно стенки трубы и окружающей среды для рассматриваемого
периода. Независимо от условий теплообмена минимальное значение
коэффициента теплоотдачи радиацией равно 3 Вт/(м2-К), а максималь-
ная величина соответствует формуле (7.12).
Для подземных трубопроводов внешний коэффициент теплоотда-
чи от поверхности трубы в грунт с учетом сопротивления переходу
теплоты на границе грунт - воздух определяют по формуле
или (если пренебречь единицей по сравнению с
где \ - коэффициент теплопроводности грунта; Н - глубина заложе-
ния трубопровода до оси; % 10+18 Вт/(м2-К) - коэффициент тепло-
отдачи от поверхности грунта (снега) в воздух.
Если не учитывать сопротивление теплопереходу на границе грунт
- воздух, т.е. считать, что «0 тс получим известную формулу
Форхгсймера
122
(7.15)
2Xr /, 4H I"»
---- In-----| ,
DH \ DH /
которая дает хорошие результаты для трубопроводов малых диамет*
ров и зарытых на большую глубину t 2+3).
Сложность теплового расчета магистральных трубопроводов
.объясняется тем, что коэффициент теплопроводности грунтов Лг
изменяется с изменением типа грунтов, их влажности и температуры.
На основании обследований действующих трубопроводов установле-
но, что тепловой расчет будет достаточно точным, если применять
среднее взвешенное значение коэффициента теплопроводности грун-
тов
1 п
Хг—7 Х, 'Лп. (7.16)
где Ч/ 0,5 (А.ст + А.Д - коэффициент теплопроводности грунта на
участке длиной Л.ст - коэффициент теплопроводности грунта на
рассматриваемом участке, взятый при средней температуре стенки
трубопровода; А0 - коэффициент теплопроводности того же грунта на
том же участке, взятый при температуре окружающей среды; L -
длина трубопровода между тепловыми станциями или полная длина
трубопровода.
Возможные режимы течения нефти в горячем трубопроводе. Если
при постоянных температуре и расходе нефти режим движения по
всей длине изотермического трубопровода один и тот же, то для
горячих трубопроводов имеются свои особенности. Температура нефти
по длине неизотермического трубопровода изменяется в значитель-
ных пределах от Тн до Тк. При изменении температуры значительно
изменяется вязкость нефти. Поэтому в общем случае в трубопроводе
могут наблюдаться три режима течения жидкости - в начале трубо-
провода при высоких температурах нефть (нефтепродукт) движется
при турбулентном режиме, ближе к концу перегона при понижении
температуры режим течения переходит в ламинарный, а при дальней-
шем охлаждении может появиться даже структурный режим течения
(с твердым ядром в центре трубы). Структурный режим при эксплуата-
ции горячих трубопроводов допускать не рекомендуется, так как
велики потери на трение. При наличии разных режимов течения в
Трубопроводе необходимо знать их длины для возможности проведе-
ния гидравлического расчета. Длину турбулентного участка /т можно
определить на основании формулы (7.1) из условия Т Гкр на расстоя-
нии
12Л
(7.17)
Qpcp Тц~Т
--------In----------,
tiK^Dh Ткр — Te
где Кт - коэффициент теплопередачи для турбулентного режима;
, 7кР - температура перехода турбулентного режима в ламинарный.
Зная критическое число Рейнольдса ReKp по зависимостям вязкос-
ти от температуры, определяем критическую температуру Гкр. Напри
мер, при использовании для вязкости формулы (3.3) критическая
температура
1 v*nDReKp
Ткрж7* + —In*---
и 4Q
(7.18;
где v* - известная вязкость при температуре Г*.
Для других зависимостей вязкости от температуры формулы для
нахождения Гкр получаются аналогичным образом.
Переход из турбулентного режима в ламинарный осуществляется
при критическом числе ReKp. На основании многочисленных экспери
ментов по определению критического числа Рейнольдса установлено,
что при перекачке подогретых нефтей и нефтепродуктов ReKp =
= 1 000 2000. Для высокопарафинистых нефтей ReKp ближе к нижнему
пределу (для жетыбайской нефти, содержащей около 25 % парафина,
Кекр а 1000), а для высоковязких нефтепродуктов ReKp ближе к
верхнему пределу (для мазутов ReKp й 2000).
При понижении температуры перекачиваемой нефти ниже Ткр в
ней может появиться динамическое напряжение сдвига и, следова
тельно, может возникнуть структурный режим. Обозначим через Гу
температуру появления динамического напряжения сдвига. Тогдр
длину участка трубопровода, где наблюдается ламинарный режим
течения, можно оценигь по формуле
QPcp ТКр - Тв
1л “------in -------,
лКпВн Ту-Т0
(7.19)
где Кл - коэффициент теплопередачи для ламинарного режима.
Для изотермических трубопроводов переход из одного режима в
другой происходит сразу по всей длине трубопровода при достижении
критического расхода. Для трубопроводов с переменной температурой
жидкости даже при постоянном расходе наблюдаются переходы из
одного режима в другой - по мере охлаждения перекачиваемой
жидкости. Поэтому в "горячих” трубопроводах никаких скачкообраз-
ных переходов нс может быть.
124
Длина участка со структурным режимом 4 - 4 - /л- В зависи-
мости от температурного режима в трубопроводе могут наблюдаться
ури, два или один режим течения нефти.
Определение потерь на трение в ’’горячих" трубопроводах. Зная
Илины турбулентного ^.ламинарного 1Л и структурного I. режимов
ft чения, определяют на них потери давления на трение и суммарные
потери энергии в трубопроводе h e h, + hn + hc. Потери давления на
трение в горячем трубопроводе необходимо определять с учетом
изменения температуры нефти как по длине, так и по радиусу трубы,
т.е.
I '’“МД, (7.20)
где ^из “ потери давления на трение при изотермическом течении
жидкости при Т Тн; А/, Дг - поправочные множители на нёизотер-
мичность потока жидкости, учитывающие падение температуры по
длине и радиусу потока, соответственно. Для учета изменения темпе-
ратуры по радиусу часто применяют поправку в форме, предложенной
мА. Михеевым,
"tie А, Од - коэффициенты (при ламинарном режиме А * 0,9 и в
I1/3+1/4 и при турбулентном A e 1 и at ш 0); vCI, v - вязкость нефти
соответственно при средних температурах стенки трубы и потока.
Применяя для определения потерь на трение дифференциальную
фбрму уравнения Дарси - Вейсбаха
п2-т vm
dh » Р--------dxAr + dz,
D^-m r
формулу Филонова (3.3) для вязкости и формулу Шухова (7.2) для
емперагуры после интегрирования от Т„ до Гкр в области высоких
емператур (турбулентный режим на длине /т), получаем
hT- 0,0246--<Ei
№Шу (
--(Гн-Г,)
4
-Е1[-0,25и(Гкг-ТоЛДг + Дг,
Ъе Шу-nKDL/Gc,,.
(7.21)
123
На расстоянии /п где температура потока изменяется от Ткр до TVt
потери на трение определяют по формуле
h„= 4,15---— {Ei [- п(ГКр- То)]- El[- и(Гу- То)]} Дг+Дг„ (7.22)
D«Uly
Значение Д; заключено в расчетных формулах (7.21), (7.22) и (7.23),
так как
q2~^ vm0L
^из= Р/ Г >
D5~m
где Pi = Рт = 0,0246 с2/м при турбулентном режиме; Р, в Рп " 4,15 с2/м
при ламинарном режиме; v0 - вязкость жидкости при температуре
окружающей среды.
В большинстве случаев для подземных трубопроводов К, т.е
в формуле (7.5) можно пренебречь первым слагаемым правой части.
Это означает, что температура жидкости по сечению потока не изменя-
ется, и поэтому Дг * 1. Это же замечание можно распространить и на
подземные теплоизолированные трубопроводы, тогда Кт * Кт и
поэтому параметр Шухова, вычисленный по формуле (7.21), не изменя-
ется для различных режимов перекачки.
Неньютоновские свойства жидкости, проявляющиеся при низких
температурах, характеризуются статическим напряжением сдвига т0,
которое зависит от температуры
*о - exp [- S(T- 273)1 - гу,
где т1, S, Ту - постоянные величины, определяемые по эксперимен
тальным данным; Tt, ту - некоторые известные напряжения, харак
терные для данной жидкости, соответственно при температуре 7\ и Гу;
•S - коэффициент крутизны номограммы статического напряжения
сдвига, для определения которого необходимо знать значения т0 для
двух разных температур. Расход неньютоновских (вязкопластичных)
жидкостей при структурном режиме определяют по формуле Букин-
гема
[ _ 4 Ар ,1 Ьр
3 р 3 р*
где р - давление при /в 0, т.е в начале рассматриваемого участка;.Др в
= 4т h'D - давление, соответствующее началу движения неньютоновс
кой жидкости.
Применение данной формулы весьма сложно и громоздко, по пому
126
в практических расчетах используют упрощенную формулу Букинге-
ма, которая не содержит третьего слагаемого, стоящего в круглой
скобке, так как обычно р » Др.
Выражая потери на трение из упрощенной формулы Букингема
Для элементарного участка трубопровода, получаем
128g у 16 io
dh ------dx +------dx + dz.
ngD* 3Dgp
Выражая вязкость и статическое напряжение сдвига как функции
температуры и применяя зависимость Шухова изменения температуры
по длине /с, где температура изменяется от Гу до Гк, после интегриро-
вания получаем
2vo£
hc = 4,15 —— {Ei[- и(Гу- Го)]- Е1[- и(Тк-Го)]} +
ГУ Шу
16т,1
-- -ехр[- $(Г- 273)] (Е, [- S(Ty- То)]-
ЗОярШу у
Е1[-5(ТК- Г0)]} + Дгс, (7.23)
где
Шу Тк-Т0’
Поправку на неизотермичность потока по течению на этом участке
. не вводим ввиду наличия твердого ядра с практически постоянной
емпературой.
Полные потери на трение будут суммой выражений (7.21) - (7.23),
1е.
I h = hj + hn + hc. (7.24)
Если в трубопроводе нет структурного режима, т.е. Гк > Ту, то Гу
ринимают равной Тк и формула (7.23) обращается в нуль. Если в
трубопроводе имеет место только турбулентный режим, т.е. а L, то
^кр в Тк, но так как при этом и Гу = Тк, то второе слагаемое выражения
(7.24) также обращается в нуль.
Если для вязкости применять другие температурные зависимости,
то расчетные формулы для определения потерь на трение будут дру-
гими, но примерно той же структуры.
127
Для теплогидравлических расчетов магистральных трубопроводов
используют соответствующие методики и программы для вычислений
на ЭВМ.
' Совмещенная характеристика "горячего" трубопровода и перека-
чивающих насосных станций. Характеристика Q-H "горячего” трубо-
провода (рис. 7.4) представляет собой графическую зависимость между
напором Н и подачей Q. Прямая 1 соответствует напорной характерис-
тике трубопровода при ламинарном режиме перекачки данного нефте
продукта при постоянной температуре Го, равной температуре окру-
жающей среды. Кривая 2 - напорная характеристика изотермического
трубопровода при перекачке данного нефтепродукта при постоянной
начальной температуре Гн. В действительности температура нефтепро
дукга по длине трубопровода изменяется от Гн до Гк > Го. Следова
тельно, фактическая характеристика "горячего” трубопровода должна
располагаться между линиями 1 и 2.
В области мапых расходов нефтепродукт в трубопроводе быстр:
охлаждается до температур,близких к 70,и на большей части длины
трубопровода вязкость его практически остается постоянной, близкой
к v0. С увеличением расхода длина подогретого участка становится
все больше, что приводит к росту средней температуры и снижению
потерь на трение. Следовательно, с увеличением расхода фактическая
характеристика будет отклоняться вправо от прямой 1. Такой харак
тер изменения Н с увеличением Q (потери на трение растут) будет
продолжаться до точки К. Начиная с точки К увеличение расход)
будет приводить к уменьшению потерь на трени г. Это объясняется тем, I
что увеличение Q ведет к повышению температуры (средней) в трубо-
проводе и, следовательно, к снижению вязкости нефти, влияние
которой сказывается в большей степени, чем увеличение Q на значе-
ние потерь г» трение. Такое положение будет сохраняться до тех пор.
пока увели- ние средней температуры нефти не перестанет заметно I
влиять на ? щенение вязкости (например, см. рис. 3.1, от точки В |
вправо).
Начиная от точки Б напорной характеристики трубопровода 3 (см
рис. 7.4), с увеличением расхода нефти потери на трение будут увел)
чиваться и асимптотически приближаться к кривой 2. Необходимо I
отметить, что на кривой 3 отсутствует скачок перехода из турбулси
ного‘режима в ламинарный, что объясняется постепенным переходе'-
одного режима в другой по длине трубопровода в зависимости с?
падения температуры и соответствующего увеличения вязкости.
Двумя вертикальными линиями, проведенными через точки К и В
характеристика горячего трубопровода разбивается на три зоны' Д II
III. Зона II характеристики от точки К до точки Б является зонс1^
неустойчивой работы неизо термического трубопровода, так как пр
незначительном понижении температуры пли расхода потери напор';
128
реи. е возрастают и могут превысить максимальный напор насосов
(точка а). В этом случае расход перекачиваемой жидкости резко
падает и переходит на участок кривой ОК, что эквивалентно практи-
ческому ’’замораживанию” трубопровода. По этой причине зона I
характеристики также является нерабочей из-за очень малых подач и
больших затрат энергии на перекачку. Рабочей является только зона
III характеристики.
На этот же график наносят суммарные характеристики всех насос-
ных станций трубопровода. Если суммарная характеристика насосных
станции проходит выше точки К (кривая 5), то перекачка нефти по
трубопроводу будет осуществляться при любых расходах (от 0 до <?м).
Если суммарная характеристика насосных станций пересекается с
характеристикой трубопровода (точки а, Ь, п), что наиболее характер-
но, то рабочей является зона Ш. Если позволяет прочность трубы и
Оборудования (которая обеспечивается во всех случаях эксплуатации
трубопровода), то на насосных станциях устанавливаю1 дополнитель-
ные насосы для преодоления сопротивлений в диь соне малых
расходов и пусковой период.
Пересечение суммарной характеристики насоси'..х станций и
трубопровода (точки п или М) дает рабочую точку, определяющую
Параметры системы (QI(, Ни или Qn, 7/п). Оптимальные параметры
насосов (подбор насосов) для ’’горячих” магистральных трубопрово-
дов должны соответствовать зоне III характеристики. При эксплуа-
тации ’’горячих” трубопроводов имеет место, как правило, турбулен-
тны!'! режим перекачки, так как при ламинарном режиме очень малы
Расходы.
Оборудование насосно-тепловых станций. Перекачку ’’горячих”
вязких и высокозастываюших нефтей и нефтепродуктов смогут про-
водить как поршневыми, так и центробежными насосами. Однако для
Магистральных трубопроводов в СССР применяют только центробеж-
Hi ie насосы, так как при высоких температурах нефти (нефтепродук-
129
ты) имеют малую вязкость, а, следовательно, коэффициент полезного
действия насосов будет достаточно высоким. Центробежные насосы
перекачивающих станций ’’горячего” трубопровода такие же,как и для
обычных трубопроводов. Объясняется это тем, что температура подо-
грева транспортируемой жидкости не превышает 370 К. В этом случае
коэффициент полезного действия центробежных насосов составляет
75-80 %. Центробежные насосы просты по конструкции не требуют
непрерывного наблюдения и ухода, достаточно легко автоматизируют-
ся. Так как напор, создаваемый одним центробежным насосом, обычно
мал, то на перекачивающих станциях их устанавливают, как правило,
последовательно Паи лучшей схемой технологической обвязки насос-
ных станций является последовательное соединение цвух-трех
рабочих и одного резервного агрегатов. Давление, развиваемое каж-
дым агрегатом, составляет 2-3 МПа.
Параметры центробежных магистральных насосов серии НМ,
применяемых в СССР: подача 125-1 ООО мэ/ч; допустимая температура
перекачиваемой жидкости до 353 К: кинематическая вязкость жид-
кости не более 3-10"4 м2/с; механические примеси не более 0,05 % по
объему.
Насосы с подачей более 1250 мэ/ч снабжены сменными роторами с
подачей 0.5 и 0,7 от номинальной Qo. Насос НМ 1И)00-210 кроме этого
имеет сменный ротор на 1,25 (?0, а насос НМ 1250-260 - дополнительный
ротор на подачу 900 мэ/ч. Все насосы снабжены торцовыми уплотне-
ниями и подшипниками скольжения. Так как магистральные центро
бежные насосы большой подачи могут работать лишь с давлением на
входе 0,3-1 МПа, то их поставляют вместе с подпорными центробеж-
ными насосами. Частота вращения рабочих колес основных насосов -
5' и подпорных - 16 с"1.
С увеличением вязкости перекачиваемой нефти напор и коэф-
фициент полезного действия насоса снижаются, а потребляемая мощ-
ность возрастает, поэтому центробежный насос лучше устанавливать
после теплообменных аппаратов. Однако такое расположение в ряде
случаев невозможно из-за большого гидравлического сопротивлений
(всасывающие линии и теплообменные аппараты). Рабочему насосу не
хватает подпора и он начинает работать в кавитационном режиме
Поэтому на некоторых нефтепроводах подпорные и рабочие насосы
устанавливают перед теплообменными аппаратами. В этом случае
насосы перекачивают нефть повышенной вязкости, а насосы не будут
обеспечивать паспортные подачу и напор, которые указывают для
насоса при его работе на воде. Для получения действительных харак-
теристик насоса при работе с вязкой жидкостью используют специаль-
ные методы для пересчета.
Силовым приводом для насосов могут служить паровые или
газовые турбины, двигатели внутреннего сгорания, работающие на
130
жидком или газообразном топливе, электродвигатели. Наибольшее
распространение получили электродвигатели, которые соединяют с
основными и подпорными насосами напрямую без редуктора.
В резервуарах нефть (нефтепродукты) подогревают до температу-
ры (313-333 К), обеспечивающей выкачку ее (его) с заданной подачей
насосами. Нагрев жидкости в резервуарах выше указанной температу-
ры нецелесообразен из-за больших потерь теплоты и легких, наиболее
ценных фракций нефти от интенсивного испарения. Поэтому после
резервуаров до температуры перекачки нефть нагревают в специаль-
ных теплообменниках.
Подогрев нефти в резервуарах осуществляют с помощью стацио-
нарных змеевиковых или секционных подогревателей, монтируемых
над днищем резервуара с уклоном по ходу теплоносителя с целью уда-
ления конденсата и обеспечивающих общий подогрев всей массы неф-
ти. Для подогревателей в качестве теплоносителя применяют водяной
пар, горячую воду или горячую нефть. Предотвратить большие утечки
теплоты в окружающую среду из резервуаров можно тепловой изо-
ляцией боковых стенок и крыши, применение которой весьма эффек-
тивно, так как резко сокращаются эксплуа! ационные расходы.
На -магистральных ’’горячих” трубопроводах применяют паровые
или огневые подогреватели. Из паровых подогревателей для нефти
наибольшее распространение получили многоходовые теплообмен-
ники с плавающей головкой. Они удобны в эксплуатации, компактны,
доступны для осмотра и ремонта. Для увеличения коэффициента
теплопередачи и снижения массы и габаритов теплообменников нефть
пропускают через трубы, а пар - в затрубное пространство.
Включение теплообменных аппаратов данной конструкции в
технологическую схему может быть любым, но чаще всего их включа-
ют параллельно, что позволяет регулировать температуру подогрева
нефти в широких пределах. На тепловых станциях обычно устанавли-
ваю! несколько резервных теплообменных аппаратов, что позволяет
Проводить ремонтные работы и чистку теплообменников без наруше-
ния технологического режима станций. При эксплуатации паровых
подогревателей необходим постоянный контроль за состоянием и
технологическим режимом теплообменников.
На тепловых станциях также широко применяют огневые печи
(подогреватели), которые представляют собой металлический каркас
Цилиндрической или коробчатой формы с двумя зонами нагрева -
Радиантной и конвективной. В каждой зоне монтируют необходимое
число труб для нагрева нефти. Огневой подогреватель коробчатого
типа состоит из труб, размещенных вдоль стенок камеры сгорания и
образующих радиантную часть нагревателя, и труб, расположенных в
верхней части печи на пути движения продуктов сгорания, составляю-
Дих конвективную часть. Перед входом в печь поток нефти разбивает-
131
ся на ряд более мелких потоков, что улучшает условия теплообмена,
снижает гидравлическое сопротивление печи и повышает надежность
эксплуатации (в случае выхода из строя одной ветви, ее отключают, а
остальные могут работать). Топливом для огневых подогревателей
может быть газ или перекачиваемый нефтепродукт. Работу печи
регулируют так, чтобы на выходе нефть имела заданную температуру
подогрева. На тепловых станциях в зависимости от необходимой
тепловой мощности устанавливают основные и резервные огневые
подогреватели в соответствии с расчетом.
Огневые подогреватели экономически более эффективны, чем
паровые, но они более пожароопасны, требуют более высококвалифи-
цированного обслуживающего персонала, более чувствительны к
изменениям теплового режима. При эксплуатации многопоточных
огневых подогревателей необходимо поддерживать одинаковые
расходы в каждой ветви, чтобы условия охлаждения радиантных труб
были одинаковыми. Несоблюдение этих требований может прив< сти к
пережогу труб и взрыву или пожару огневого подогревателя. Все печи
подогрева оборудуют контрольно-измерительными приборами и
системой автоматики, обеспечивающими их нормальную эксплуата-
цию.
Контрольные вопросы
1. Целесообразность перекачки высокивязких нефтей с разбавителями.
2. Возможные варианты гидротранспорта высоковяэких нефтей по трубопро-
водам.
3. Суть термообработки высокопарафинистых нефтей.
4. Механизм действия присадок.
5. Возможные варианты перекачки предварительно подогретых нефтей.
6. График изменения температуры по длине горячего трубопровода.
7. Отличие формул Пейбензона, Шухива и Черникнна.
8. Определение длин турбулентного и ламинарного участков горячего
трубопровода.
9. Определение потерь напора на трение в горячем трубопроводе.
10. Характеристика горячего трубопровода, рекомендуемая рабочая зона.
11. Оборудование насосно-тепловых станций.
РАЗДЕЛ ТРЕТИЙ ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ ГАЗА
Глава 8. СОСТАВ СООРУЖЕНИИ МАГИСТРАЛЬНОГО
ГАЗОПРОВОДА
§ 37. Классификация газопроводов
Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназ-
наченный для транспортировки газа из района добычи (или произ-
водства) в район его потребления. Движение газа по трубопроводу
обеспечивается компрессорными станциями (КС), сооружаемыми по
трассе через определенные расстояния. Расстояния между КС опреде-
ляются гидравлическим расчетом. В начальный период разработки
газового месторождения по магистральному газопроводу или части
его можно осуществлять бескомпрессорную подачу газа за счет высо-
кого пластового давления. При значительных расстояниях отдельные
'газовые месторождения соединяют магистральными газопроводами с
КС. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубо-
провод, присоединенный непосредственно к магистральному газо-
проводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа
к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.
При больших длинах ответвлений на них также устанавливают КС. В
этом случае имеем сложную разветвленную газотранспортную систе-
му.
В зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистраль-
ные газопроводы подразделяются на два класса: класс I - рабочее
давление от 2,5 до 10 МПа включительно; класс II - рабочее давление
от 1,2 до 2,5 МПа включительно. Газопроводы, эксплуатируемые при
давлениях ниже 1,2 МПа. не относятся к магистральным; это внутри-
промысловые, внутризаводские, подводящие газопроводы, газовые
сети в городах и населенных пунктах и другие трубопроводы.
В зависимости от назначения и диаметра с учетом требований
безопасности эксплуатации магистральные трубопроводы и их участки
подразделяют на пять категорий: В, I, II, III, IV (СНиП 2л'5.06-85).
Длина магистрального газопровода может измеряться от десятков
до нескольких тысяч километров, а диаметр - от 150 до 1620 мм.
Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1620 мм.
Технико-экономическими исследованиями установлено, что с
увеличением диаметра труб уменьшается удельный расход металла. В
результате этого снижаются удельные затраты на строительство и
эксплуатацию газопроводов (табл. 8.1). 133
Таблица 8.1
Относительные удельные технико-экономические показатели
(на < динину пропускной способности) газопроводов различных диаметров
(показатели газопровода диаметром 325 мм приняты за единицу)
Показатель Наружный диаметр газопровода, мм
325 530 720 820 1020 1220 1420 1620
Рекомендуемая газе- 0,38 М 4 6.2 8,7 13,3 20,2 26
вая пропускная спо- собность газопровода, млрд. MJ/rofl Относительное уве- 1 4,2 10,5 16,3 22,9 35 53,2 68,4
пиление пропускной способности газопро- вода Относительн! ie удель 1 0,58 0,22 0,2 0,19 0,18 0,17 0,16
ные металловложения Относительные удель- 1 0,6 0,31 0,27 0,25 0,23 0,21 0,19
ные капитальные вло- жения Относительные удель- 1 0,59 0,23 1,21 0,2 0,19 0,18 0.17
ные эксплуатацион-
ные расходы
Данные (см. табл. 8.1) показывают, что газопроводы больших
диаметров являются более экономичными. Поэтому в настоящее
время большую часть газопроводов сооружают диаметром 1020 мм и
более.
§ 38. (Основные объекты
и сооружения магистрального газопровода
В состав магистрального газопровода входят следующие объекты:
головные сооружения; стальной трубопровод с ответвлениями, запор-
ной арматурой и линейными сооружениями; компрессорные станции;
газораспределительные станции (1'РС); дома линейных ремонтеров и
аварийно-ремонтные пункты (АРП); устройства линейной и станцион-
ной связи; установки катодной’, протекторной и дренажной защиты;
вспомогательные сооружения.
После головных сооружений очищенный и осушенный газ поступа-
ет в магистральный газопровод. Магистральный газопровод может
быть постоянного или переменного диаметра. В некоторых случаях он
состоит из нескольких трубопроводов, уложенных параллельно в
одном коридоре трассы.
134
к раги, мелкие реки, дороги и другие естественные й искусствен-
ны реграды пересекаются газопроводом в виде переходов различ-
ных конструкций (балочные, консольные, висячие, в виде провисию-
|щей нити и т.п.). Через реки шириной более 75 м делаются подводные
переходы (дюкеры) в две и более нити.
Для возможного отключения отдельных участков газопроводов
через каждые 20-25 км по трассе устанавливают линейные узлы,
включающие в себя запорные отключающие устройства (краны, зад-
вижки) и продувочные свечи. Кроме того, отключающие устройства
монтируют на всех ответвлениях от газопровода, на 6epeiax водных
I преград при пересечении их газопроводом и на подходах к компрес-
сорным станциям. Линейные краны устанавливают с ручным, пневма-
тическим или пневмогидравлическим приводом. В непосредственной
близости от линейных кранов располагают продувочные свечи, пред-
назначенные для опорожнения газопровода на участке между кранами
в случае необходимости проведения ремонтных работ.
Вдоль трассы газопровода через 20-25 км размещают дома ли-
нейных ремонтеров. Линейные ремонтеры имеют телефонную связь с
ближайшими КС. АРП и между собой. В последнее время для регуляр-
ного осмотра газопровода широко применяют вертолеты.
Для предохранения металла труб от коррозии газопроводы имеют
^пассивную и активную >ашиты. В качестве пассивной защиты приме-
няют антикоррозионные покрытия различного вида (липкие лен гы,
пластобит, битумнорезиновая изоляция и др.). В качестве активной
защиты используют катодные станции, протекторные устройства и
электродренажные установки для отвода блуждающих почвенных
коков. Принцип действия всех электрических способов защиты заклю-
чается в том, что газопровод преднамеренно делаю г катодом, благодг
ря чему ’’нейтрализуется” процесс коррозии для металла труб, а
разрушается от коррозии специальный анодный заземлитель из бросо-
вого металла. На магистральном газопроводе пассивная и активная
|ваши1ы действуют одновременно.
Для оперативного руководства перекачкой газа вдоль газопрово-
да сооружают селекторную или радиорелейную высокочастотную
связь.
5 39. Основное оборудование
и технологические схемы компрессорных станций
На газопроводах с интервалами, определяемыми гидравлическим
расчетом, устанавливают компрессорные станции, предназначенные
для повышения давления газа, под действием которого газ движется
дальше к потребителям. На КС имеются один или несколько компрес-
135
Hi
сорных цехов; электростанция или трансформаторная подстанция;
система водоснабжения с насосными (циркуляционная насосная для
охлаждения компрессорных агрегатов, водонасосные первого и
второго подъема или артезианские скважины, водонапорная башня,
градирня и резервуары для хранения пожарного запаса воды); узел
дальней и внутренней связи; система маслоснабжения с установкам!
для регенерации масла и складами для горюче-смазочных материалов;
химическая лаборатория; котельная; механическая мастерская;
установка масляных пылеуловителей или циклонные пылеуловители;
приемные и нагнетательные коллекторы с отключающей арматурой,
автотранспортный парк; материальный склад.
По типу установленного оборудования КС подразделяются на
поршневые, центробежные и комбинированные; по числу ступеней
сжатия газа - на одно- и многоступенчатые; по виду привода - на
газомоторные, газотурбинные и электроприводные. Поршневые маши-
ны в компрессорном цехе соединяют только параллельно, центробеж-
ные же нагнетатели позволяют соединять их и параллельно, и после-
довательно, и параллельно-последовательно. Широкое применение
нашли центробежные нагнетатели со степенью сжатия в одном агрегате
1,2-1,3 или 1,45-1,5 с газотурбинным приводом и электроприводом.
При пропускной способности газопроводов 0,5-10 млн м3/сут приме-
няют поршневые компрессоры со степенью сжатия газа до 2,5 в одном
агрегате с приводом от газового двигателя или электродвигателя.
Основные параметры газоперекачивающих агрегатов (ГПА), наиболее
часто используемых на КС, приведены в табл. 8.2.
Технологическая схема КС С поршневыми компрессорами показа-
на на рис. 8.1. Газ из магистрального газопровода 1 через узел подклю-
чения КС 9 поступает в пылеуловители 2, где очищается от механичес-
ких примесей и взвешенной жидкости, затем проходит через масло-
отделитель 3 и поступает в приемный коллектор 4 газомотокомпрес
соров 8. Сжатый до определенного давления газ через выкидную
линию 5 поступает в нагнетательный коллектор 6 и далее через масло-
отделитель 3и узел подключения 9 попадает в магистральный газопро-
вод 7. Через пункт редуцирования 7 газ отбирается для привода
агрегатов (топливный газ) и на бытовые нужды.
Технологическая схема КС с центробежными нагнетателями дана
на рис. 8.2. Газ поступает в пылеуловители 1. Очищенный от механи-
ческих примесей и капельной жидкости газ поступает в коллектор II.
Масло, уносимое из пылеуловителей, улавливается маслоуловителем
III который устанавливают на всасывающем коллекторе после пыле-
уловителей. Далее газ поступает в центробежные нагнетатели IV, где
происходит его одно- и многоступенчатое сжатие. После сжатия газа до
нужного давления он направляется в магистральный газопровод
Краны 1, 2 - отсекающая запорная арматура с автоматическим управ-
136
Таблица 8.2
Основные параметры ГПА, используемых на КС
Тип ГПА 1 (завод-изго- товитель) Давле- ние на выходе КС, МПа Марка нагнета- геля Ном>знальные значения
Подача 11ЛН. 1 |э/сут Степень сжатия в одном аг- регате Мощность. кВт
П1ГКН-1/25-55 ч Привод от газового двигателя 5,5 - 0,856 2,2 990
МК-8(25-43>56 5.6 — 1,э38-5,2Ь 2.24-1,3 2060
ГПА-5000/ 5,6 — 6,9-8,5 1,47-1,27 3700
/(38—44>5б ДР-12/(35- 5,6 8,04-13,3 1,6-1,24 5500
4б)-56 СТД-4000-2 Привод от электродвигателя 5,6 280-12-7 И 1.25 4000
(Энергомаш) I TH- 6 (УТМЗ) Привод от газовой турбины 5,6 Н-6-56 20 1,23 6000
ГТН-6 (УТМЗ) 7,6 Н-6-76 19 1,23 6000
ГТК-10-4 5,6 520-12-1 29 1,25 10000
(НЗЛ) ПК-10-4 7,6 370-18-1 37 1,25 1DP00
(НЗЛ) ГТК-16 (УТМЗ) 5,6 Н-16-56 52 1.25 16000
ПК-16 i УТМЗ) 7,6 Н-16-76 52 1,25 16000
ПН-16 (УТМЗ) 7,6 Н-16-76/1,25 52 1,25 16000
ГТН-16 (УТМЗ) 7,6 Н-16-76/1,37 40 1.37 16000
ГТН-16(УТМЗ) 7,6 Н-16-76/1,44 32 1,44 16000
ПН-25 (НЗЛ) 7.6 650-21-2 53 1,44 25000
П1А-Ц-6,Зс 5,6 — 10 1,45 6000
авиационным
двиг.гелем
НК-12СГ
Примечание. УТМЗ — Уральский турбомсторный завод им. К.Е. Ворошилова;
НЗЛ — Невский машиностроительный завод им. Б.И. Ленина.
пением; кран 3 - проходной, открыт при неработающем агрегате; кран
3 бис - образует малый контур нагнетателя (он открыт при загрузке и
остановке агрегата и закрыт при нормальной работе); кран 6 образует
большой контур КС (он открыт при загрузке и остановке КС и закрыт
137
Риг 8.1. Тсхгологмч* екая схем* компрессорной станции с поршневыми компрессорами
при нормальной работе). Остальные краны 4, 5, 7, 8, 9 обеспечиваю*,
работу КС или газопровода при различных ситуациях. Следует отме-
тить, что на всех КС с центробежными нагнетателями для удобства
принята единая нумерация основных технологических кранов.
138
§ 40. Газораспределительные станции
Газораспределительные станции сооружают в конце каждого
магистрального газопровода или отвода от него. Они предназначены
для снижения давления газа и поддержания этого давления в задан-
ных пределах, дополнительной очистки газа от механических приме-
сей, дополнительной одоризации газа, регулирования расхода и учета
газа, отпускаемого потребителям.
Газораспределительные станции рассчитывают на снабжение газом
одного или двух потребителей (по давлению). Схема автоматизирован-
ной ГРС для двух потребителей показана на рис. 8.3. Газ из входного
газопровода поступает в блок отключающих устройств 4 и направляет-
ся на очистку в масляные пылеуловители или висциновые фильтры 3.
После очистки газ поступает в блоки редуцирования первого и второго
потребителей (на схеме соответственно 2 и /), где происходит сниже-
ние давления до заданного уровня. Регуляторы давления автоматичес-
ки поддерживают уровень давления при значительном колебании
потреблении газа. Затем газ направляется в выходные газопроводы
первого и второго потреби гелей, где измеряют расход газа и проводят
его одоризацию (при необходимости). В случае аварийных ситуаций
или при проведении ремонтных работ технологической схемой пре-
дусматривается возможность непродолжительного снабжения газом
потребителей по обводным линиям. При этом снижение давления газа
п оводят кранами вручную.
1ис. 83. Технологическая схема автоматизированной ГРС в блочно-комплектном испол-
для двух потребителей:
I!- блок редуцирования газа для второго потребителя; 2 — блок редуцирования газа для
Первое потр Жителя; 3 — блок ->чистки в комплекте с входной нитксй и обводной линией;
< — блок отключающих устройств в комплекте с расходомерами и свечой; 5 — обводная
Линия ГРС; 6 — одоризациснная установка
139
Для зашиты потребителей от чрезмерно высоких давлений газа на
выходных газопроводах ГРС установлены предохранительные клапа-
ны. При ред) пировании газа по одной или двум ниткам газопровод,
(параллельно) предусматривают дополнительную резервную нитку
При числе параллельных ниток редуцирования газа больше трех,
резервную нитку не предусматривают; в этом случае максимальная
пропускная способность одной дитки газопровода долкна быть нс
более 90 % от минимального потребления газа. При больших входные
давлениях редуцирования газа процедят в две ступени (через дв<
последовательно соединенных клапана); при возможном обмерзаню
отключающей и регулирующей арматуры на входе ГРС предусматри-
вают подогрев газа.
Контрольные вопросы
1. Объекты и сооружения магистральное газопровода.
2. Основное и вспомогательное оборудование компрессорных станций.
3 Техио1^гнческис схемы компрессорных -танцуй.
4. Назначение . PC и ГРП-
Глава 9. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНЫХ
ГАЗОПРОВОДОВ
§41 Сравнение ш t азрывности и уравнение движения
При установившемся режиме в трубопроводе постоянного (или
переменного) сечения и без отбора (прихода) газа по длине количес-
во газа (массовый расход), проходящее через любое поперечное сече
ние трубы во времени остается постоянным, т.е.
G^PjFjWj “P3Fawi = pFw = const, (9.1)
где р - плотность газа; F - длощадь поперечного сечения трубопров
да; w - средняя скорость течения газа; индексы 1 и 2 относятся сс
ответственно к первому и второму произвольным сечениям.
Это уравнение справедливо для всех газопроводов. При небоЛ! -
ших оаСочих давлениях (юродские газовые сети) плотность газа
меняется незначительно и для технических расчетов ее можно пр>
нять постоянной, т е. считать газ несжимаемой средой Тогда уравн
ние неразрывности упрощается и имеет ьид
Q = Gip *“ Fw - const, (9
гдеф- объемный расход газа
При дьижении газа вследствие преодоления гидравлические
140
сопротивлений происходит значительное падение давление. по длине
трубопровода В этих условиях плотность газа по длине трубопровода
будет уменьшаться, что приведет к изменению скорости течения газа
(в трубопроводе постоянного диаметра скорость течения 1 аза по длине
возраст зет) Поэтому для газового потока уравнение баланса удельной
>нер1 ии можно записать только в дифференциальной форме
dp/p + d(w3)/2-t gdz + gdhx «0. (9.3)
Для магистральных трубопроводов можно пренебречь силами
инерции d (№)/2 и разностью геодезических высот gdz.
Тогда
dplp - gdhx (9.4)
Рассмотрим установившееся изотермическое течение газа в трубо-
проводе постоянного диаметра и в качестве дополнительных уравне-
ний используем уравнение состояния для реального газа
р/р = ZRT0,
равнение Царей - Вейсбаха для потерь на трение
(9.5)
Л
dhr -------dx,
D 2g
равнение неразрывности
~ "D
6=-----Рк° const,
4
(9 6)
(9.7)
где То = const - температура газа (температура окружающей среды); х
- продольная координата для произвольного сечения; F = лО’М; D -
внутренние диаметр трубопровода.
| Подставляя выражения (9.5), (9.6) и (9.7) в равенство (9.4), полу-
зем
B&ZRT.
pdp = - к---------dx (9.8)
n3Ds
I Коэффициент гидравлического сопротивления к в обшем случае
*авис1Л от числа Рейнольдса Re и шероховатости внутренней поверх-
hocti. труби Для конкретного трубопровода шероховатость труб
яется вполне определенной величиной; посмотрим,как ведет себя
Чврамегр Re, а именно
_ wD 40p 4<?РВД 4g
Re»----=-------«------------,
v nDvp nDn nDn
где p. - плотность воздуха; A - относительная плотность газа.
Так как динамическая вязкость П зависит от температуры и
практически не зависит от давления, то отсюда следует, что параметр
Re по длине не меняется. Следовательно, коэффициент гидравличес
кого сопротивления Л, несмотря на существенное изменение скорости
течения газа w по длине трубопровода, для изотермического устано-
вившегося потока газа остается постоянной величиной.
Проинтегрировав уравнение (9.8) по давлению от рн до Рк и по
длине отх=0 до x=L, получим
Р н “ Р к * х
16GaZR3o
--------L
где рн, рк - давление соответственно в начале и конце газопровода
L - длина газопровода.
Последнее выражение чаще представляют в виде формулы массо-
вого расхода
g п£Я Г (Рн-Рк)Д
4 V ^ZRT.L
(9.9)
При проектировании и эксплуатации газопроводов понятие мас-
совый расход прак гически никогда не используют; вместо него приме-
няют объемный расход, приведенный к стандартным условиям. Этот
расход называю! также коммерческим (слова ’’при стандартных
условиях” или ’’коммерческий” практически всегда в технической
документации.опускаются как само собой разумеющиеся). На основа-
нии уравнения состояния, а также с учетом А R/RB, объемный (ком-
мерческий) расход
G GZ„RT„ GZ^jR^T^
Q~~-------------*-----7-----’ (9-Ю)
₽ст Рст Арст
где Рст - плотность газа при стандартных условиях (рет, Тет); RB -
газовая постоянная воздуха; А - относительная плотность газа пс
воздуху; Z„ 1 - коэффициент сжимаемости газа при стандартных
условиях.
142
На основании выражений (9.9) и (9.10' получим
Рн-Рк
Х7ДГО£ ’
(9.11)
где
п /---------
К*---------yR3.
* Рет
В системе СИ при Т„ - 294 К, рС1 - 101,3- 10э Па, Яв-29,27 ДжДмольх
хК)
1
3,14-293-7287,1 , 2 , ,
К ------------------"* 3,85 • 10“2К • м2 -с/кг.
4-101,3-Ю3
§ 42. Практические формулы
для гидравлического расчета газопровода
Если задана годовая пропускная способность Qr магистрального
газопровода, то расчетная суточная пропускная способность
I O-Qr/(365k„), (9.12)
где kj, - оценочный коэффициент использования пропускной способ-
ности,
ки ® kj к2к3,
где кх - коэффициент повышенного спроса газа, к1 - 0,95; к2 - коэф-
фициент экстремальных температур, к2 - 0,98; кэ - коэффициент
надежности, учитывающий отказы линейной части и оборудования КС
магистрального газопровода, к3 принимают по ОНТП 51 1 - 85 в зависи-
мости от диаметра и длины газопровода и установленного оборудова-
ния на КС.
Для сложных газотранспортных систем ки - 0,875+0,92.
Гидравлический расчет отводов и распределительных газопрово-
дов проводят по максимальному часовому и максимальному суточно-
му потреблениюгаза, соответственно.
Расчетная пропускная способность газопровода (в млн. м3/сут)
выражается следующей зависимостью
0-3,32.10
Рн-Рк
XAZTcpL *
(9.13)
143
где D - внутренний диаметр трубы; Рн» Ас “ давление соответственно в
начале и конце газопровода; X - коэффициент гидравлического сопро-
тивления; А - относительная плотность газа по воздуху; Z - средний
коэффициент сжимаемости газа; Тср — средняя по длине газопровода
температура транспортируемого газа; L - длина газопровода.
Расчетный коэффициент гидравлического сопротивления дл5.
магистральных газопроводов в основном зависит от коэффициента
гидравлического сопротивления от трения Хтр, определяемого в свою
очередь по универсальной (обобщенной) формуле ВНИИГаза
Х^ - 0,067 (158/Re + 2VO)V, <9-14)
где Re - число Рейнольдса; к3 - эквивалентная шероховатость внут
ренней поверхности труб.
В такой форме выражение (9.14) применимо для зоны смешанного
трения. При гладкостенном (гидравлически гладкие трубы) режиме
течения газа, когда 158/Re » 2kjD формула (9.14) будет иметь вид
- 0,067 (158/Re)^ - 0,1844/ReA2. (9.15)
При квадратичном законе сопротивления, когда 158/Ref« 2kjD.
имеем
Х^ « 0,067 (2fc3)0<2/D. (9.16)
По данным ВНИИгаза для новых газопроводных труб кэ = 0,03 мм.
Тогда из выражения (9.16) получим
k^0,0331VD°^. (9Л7)
При пользовании последней зависимостью внутренний диаметр
трубы D следует брать в миллиметрах.
Магистральным трубопроводам присущ, как правило, квадратич-
ный закон сопротивления; при неполной загрузке газопровода чгще
наблюдается режим смешанного трения. Гладкостенный (гидравли-
чески гладкие трубы) режим течения характерен для распределитель-
ных газопроводов малого диаметра. Граница между смешанным
(переходным1 и квадратичным режимами течения определяется
зависимостью
/ D
Renep“ 111 ~ 1 • (9.18)
. При Re > Renep имеем квадратичный режим течения, при Re <
< Renep ~ смешанный.
144
Используем для числа Рейнольдса следующее выражение
„ 4(?РВД
Re----------,
nDn
где
4.10*. 1,205 Q-A
Re----------------------
86400 3,14-10-3Dn
17,75-103 — .
РП
(9.19)
На основании выражении (9.18) и (9.19) расход Упер» соответствую'
щий смене режимов, можно найти по формуле
С -0,219-
к^Д
(9.20)
Для магистральных газопроводов без подкладных колец допол*
нигельные местные сопротивления (краны, повороты, переходы и др.)
обычно не превышают 2-5 % от потерь на трение. Поэтому при техни-
ческих расчетах за расчетный коэффициент гидравлического сопро-
тивления можно принять
I X-(1,02+4,05)Х^ (9.21)
Приняв X - 1,035 Xjp, с учетом выражения (9.17) из формулы (9.13)
олучим
/ Р»“Рк
у-16,7.10“ЧЯ*афЕ / ——-. (9.22)
V
£ Данная зависимость является основной в практических расчетах
мш и, тральных газопроводов. Коэффициент а учитывает отклонение
дествительною режима течения газа от квадратичного и определяет-
ся по графикам в справочной литературе в зависимости от диаметра и
припускной способности газопровода (при квадратичном режиме а -
• 1). Коэффициент ф учитывает влияние подкладных колец: при
трубах длиной 12 м ф - 0,975, при трубах длиной 6 м ф - 0,95, для труб
Другой длины ф вычисляют по линейной интерполяции, при отсутст-
вии подкладных колец ф - 1. Коэффициент эффективности Е учитыва-
ет фактическое состояние внутренней поверхности трубопровода:
Отклонение шероховатости труб к, от принятой в расчете 0,03 мм;
засорение газопровода при строительстве и эксплуатации (песок,
Конденсат, гидраты и т.п.); увеличение, против усредненной, потери
давления в местных сопротивлениях из-за большого числа переходов,
145
кранов и т.д. Коэффициент эффективности при проектировании raw
провопив из новых труб без специальных внутренних покрытий Е“ 1.
Для действующих газопроводов коэффициент эффективности
определяют как отношение
К*и<2ф/0-*Т^Аф. С9-23)
где (?ф, Q. Хф, X - фактические и расчетные (теоретические) значения
соответственно расходи и коэффициентв гидравлически о сопротивле-
ния.
Значения Хф и (?ф вычисляют по формулам (9 13) и (9.22), подстав-
ляя в них замеренные данные всех параметров Измер< ния делают в
дни, когда режим перекачки наиболее близок к стационарному.
Коэффициент эффективности определяют периодически для каждого
участка (перегона между КС).
Физические параметры газа, необходимые для гидравлического
расчета, определяют при средних ио длине расчетного участка давле-
нии и температуре газа-
Если целью гидравлического расчета является определение
значений Q или D, то предварительно расчет их проводят по формулам
для квадратичного режима течения газа, а знтем уточняют режим
течения. Если Q > Q^, то режим квьдратичнчч* ели же Q < рпер, то
режим переходный (зона смешанного трения). В последнем случае
гидравлический расчет следует проводить повторно с учетом коэф
фициентз а или по форму; _м для переходно! о режима течения
а
S 43. Влияние профиля трассы на пэпгускную
способность газопровода <
При резко пересеченном профиле трассы, т.е. при большой разнос
ти высот различных пунктов трубопровода, членом gdz в уравнении
(9.3) пренебрег ать нельзя Причем в отличие от нефтепроводов, где в
гидравлических расчетах учитывают только геодезические отметь
конца и начала трубопровода, на газопроводах следуе.- учитывав
геодезические отметки и промежуточных точек трассы. Это объясняет
ся тем, что в газопроводах затраты энергии на преодоление сиш
тяжести газа на подъемах не равны возврату энергии потока за сче
действия силы тяжести на епчеках, как это наблюдается в нефтепровс
дах
Рассмотрим участок трубопровода АВС (рис. 9.1) с равными по
длине подъемом АВ и спуском ВС и численно рьяными превышениям
геодезических отметок.
Так как давление газа по длине трубопровода уменьшается, то и
плотное гь газа по длине трубопровода также снижается Следователь
но, масса газа на участке АВ больше, чем на участке ВС, и сила тяжес?
140
газе, которую надо преодолевать при перекачке газа по участку АВ,
больше силы тяжести газа, способствующей его перемещению вниз на
участке ВС. Если вначале газ движется по наклонному участку трубо-
провода вниз, а затем поднимается вверх (зеркальное отображение
ломаной линии АВС) положение будет обратным: энергия, помогающая
газу перемещаться вниз по первому участку, будет больше энергии,
затрачиваемой на преодоление силы тяжести при подъеме газа на
восходящем участке.
Сначала рассмотрим наклонный газопровод с геодезическими
метками в начале и 2ц в конце. Уравнение баланса удельной
ергии для этого случая на основании выражения (9.3) будет иметь
1Г. (силами инерции пренебрегаем)
~~+gdz + gdhx « 0. (9.24)
Р
Для наклонного трубопровода
dz~
dx.
огда
dx+gc№T-0.
147
Используя в качестве дополнительных условий уравнения (9.5),
(9.6) и (9.7) и произведя интегрирование по давлению от Рн до Рк и по
длине от х 0 до х » L, после преобразований получаем
пр» / 1₽ан -Рак
Н 4 / ев(*к^н)_ J
*ZRTL--------------
в(*к~
(9.25)
где 6И - массовый расход в наклонном газопроводе; а IgjZRT^
остальные обозначения точно такие же,как в формуле (9.9).
Сравнивая выражения (9.9) и (9.25), видим, что разность геодези-
ческих отметок наклонного газопровода влияет на активную силу.
Если газопровод идет на подъем (zK - zH > 0), то exp [a (zK - zH)] > 1 и
активная сила ра - PZK • exp [о (^ - z*i] при прочих равных условиях
уменьшается; в этом случае подъем создав! дополнительное противо-
давление. Если же газопровод идет под уклон (спуск) (zK - zH < 0), тс
exp [a (zK - zH)] < 1 и активная сила ран - р2к-ехр (о (zK - z^)] при
прочих равных условиях увеличивается, так как спуск дает дополни-
тельную движущую силу. Но разность геодезических отметок наклон
ного газопровода влияет и на силу трения, Для газопровода, идущего
на подъем, множитель (exp [а(^ - zH)] - (J/ofo -zH) > 1, т.е. сопро-
тивление возрастает, а для газопровода, идущего под уклон, это'1
комплекс меньше единицы и сопротивление уменьшается. Это объяс-
няется различным влиянием плотности (сил тяжести); силы тяжести
для газопровода, идущего на подъем, выше, чем для газопровода,
идущего под уклон.
Положив GH 0, из выражения (9 25) найдем условие начала
движения газа
ра - рак е« (** - *«) 0.
Откуда
«(Хк-Ти)
е - Рн/Рк - е 2 (9.26
Таким образом, для наклонного газопровода степень сжатия с.
соответствующая началу движения, будет больше единицы, если
трубопровод идет на подъем, и, наоборот, для газопровода, идущей
под уклон, начало движения газа начинается при е < 1 Для горизс1
тального газопровода начало движения газа характеризуется е 1.
Если формулу (9.25) записать для каждого наклонного участье
рельефного газопровода (см. рис. 9.1), а затем в полученной систем'
14Ь
уравнений исключить неизвестные давления в точках перегиба (рх, р2,
р3 и т.д.), то после преобразований получим формулу массового
расхода для рельефного (негоризонтального) газопровода, а именно:
игр / [рн ” Рак eUr-«id] D
W 4 V Х2ЛГй£Фнг
е~«н n |j eer/-eo*f-i
гдефм--------- 1 --------------;
а /-1 L Zj-Zf-i
6НГ - массовый расход негоризонгального (рельефного) газопровода;
п
п - число наклонных участков газопровода; L = Z - полная длина
/-1
газопровода, остальные обозначения такие же, как в формулах (9.9),
(9.25) и на рис. 9.1.
При пользовании практическими формулами (9.13) и (9.22) для
расчетов рельефных газопроводов необходимо вместо рак применять
р'к exp (a (zK - zH)], а в знаменатель под радикалом ввести множитель
Внг'
Анализ показывает, что рельеф следует учитывать, если разность
отметок отдельных точек трассы превышает 200 м в сравнении с
к ^алом газопровода. При этом, при сравнительно спокойном рельефе
(Приближающемся к наклонному газопроводу) можно пользоваться
форму лой (9.25), а при сложных рельефах - формулой (9.27).
В 44. Влияние неиэотермичностн потока
на пропускную спас пбностъ газопровода
При выводе формулы (9.9) предполагали изотермическое устано-
вившееся течение газа по трубопроводу при температуре окружающей
среды Го const. На самом же деле газ при прохождении через ком-
прессоры нагревается и, несмотря на то, что после его охлаждают, при
Поступлении в трубопровод он имеет температуру 310—340 К, сущест-
венно отличающуюся от температуры окружающей среды. По мере
Удаления от КС газ остывает. Опыт показывает, что лишь на расстоя-
нии 20-30 км от КС температура газа становится близкой к температу-
ре окружающей среды и так будет после каждой КС. Кроме этого,
необходимо учитывать, что по трубопроводу движется реальный газ,
Которому присущ эффект Джоуля - Томсона (при расшир) :нии реаль-
ного газа температура его падает, а при сжатии - возрастает). Таким
образом, в любом газопроводе движение газа будет всегда нсизотер-
149
мическим. Поэтому в практические расчетные зависимости (9.13) и
(9.22) вместо То введена средняя температура газового потока на
перегоне между смежными КС Гср.
Среднюю температуру вычисляют следующим образом. Темпера-
туру газа Т на любом расстоянии х от нашла перегона определяют по
формуле
-Шу—
Т-ТО + (ГН- Т0)е
Ря ~Рк
Шу
(9.28)
где Ти - начальная температура газа (после КС при поступлении в
газопровод); О, - коэффициент Джоуля - Томсона; Шу - параметр
Шухова,
knDL
Шу-
Gcp
(9.29)
где к - коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду; ср -
массовая теплоемкость газа при постоянном давлении.
Для упрощения при выводе формулы (9.28) принят линейный
закон распределения давления.
Температура газа в реальном магистральном газопроводе за счет
эффекта Джоуля - Томсона понижается на 3-5 К и в результате в
конце перегона она может оказаться даже ниже температуры окружа-
ющей среды.
На основании выражения (9.28) имеем
fq,”;-Т №"ГОФН; (9.30)
Ж/ 1
Тн-Т0 1-е-Шу Рн-Рк I l-e-W\
Ф н = 1+----- — -----Di------11----------,
Tt Шу Т0Шу \ Шу /
где фн - поправка на неизотермичность потока.
Как показывает числовой анализ, при Шу > 4 фи * 1, т.е. неизотер-
мичность потока настолько мала, что она не оказывает влияния на
пропускную способность газопровода (температура газа практически
по всей длине равна температуре окружающей среды). При Шу > 4
влияние неизотермичности существенное; в этом случае фн > 1 и при
iso
прочих равных условиях пропускная способность газопровода умень-
шается. Предельное снижение пропускной способности 8-10 % (при
Шу1 0).
Если пренебречь влиянием эффекта Джоуля - Томсона (Ц 0), то
| из приведенных формул получают известные зависимости Шухова
I 7-2)-
Значения коэффициента теплопередачи к от газа к грунту вычис-
ляют с учетом местных условий прохождения газопровода по форму-
| лам (7.5)-(7.9). Ориентировочно можно принимать для грунта, состоя-
!шего из сухого песка, к 1,2 ВтДм2 «К), для очень влажного песка к
= 3,5 ВтДм2 - К), для сыроватой глины к 1,6 ВтДм2 «К). При отсутствии
данных о характере и влажности грунта по трассе газопровода коэф-
фициент теплопередачи принимают равным 1,75 ВтДм^-К). Для при-
родных газов в расчетах коэффициент Джоуля - Томсона D, я Зп- 3,5
К/МПа.
Если для расчетов применять практически удобные единицы фи-
зических величин: Q, млн.м3/сут; D, мм; L, км; /с.ВтДм-2 К); ср. Дж/(кгх
хК); рь «1,205 кг/м3, то
Шу » knDL . knDL . 3>14-ЬР-10» •£•!(}». 86400 0,225kDL
Gcp (?Дрвср Q 10*д.1,205ср " (?дср
Найденное таким образом значение Шу подставляют в формулы
19.28) и (9.30).
Если искомыми величинами являются Q, D и L, то в формулах рас-
хода (9.13) и (9.22) предварительно используют ориентировочное
значение Тср в качестве которого рекомендуется принимать TCD= 1/ЗГн+
+ 2/ЗТ0.
Затем по полученным величинам Q, D и L по формуле (9.30) опре-
деляют Тср. Расчетное значение средней температуры не должно
отличаться от ориентировочно принятого более чем на 5 К. При боль-
шем отклонении проводят повторный расчет при новом ориентировоч-
ном значении Т
§ 45. Изменение давления по длине газопровода
Рассмотрим участок магистрального газопровода длиной L между
смежными КС с давлением в начале ря и в конце участка рК. Необхо-
димо определить давление в точке С на расстоянии х от начала (рис.
*9.2). Для этого можно воспользоваться формулой расхода в любом
виде, например, (9.9), (9.11), (9.13), (9.22).
151
Рис. 9J. График изменения давления по
длине газопровода
Запишем уравнение расхода в следующем виде:
для участка АС
Q< KD2*
а _па
н Р
kZ^TcX
(9.31)
для участка СВ
Р3~Рк
XZA70(L’x)
(9.32)
Поскольку расход по длине не изменяется, то приравняем правые
части уравнений (9.31) и (9.32)
Рн“Р3 Р3“Рк
х L — х
(9.33)
Линия, описываемая уравнением (9.33), является параболой. Из
характера этой кривой видно (см. рис. 9.2), что градиент давления
увеличивается по длине газопровода, т.е. гидравлический уклон, в
отличие от нефтепроводов не постоянен. В начале газопровода, когда
давление высокое, плотность газа велика. Вследствие этого удельный
объем газа мал и скорость движения газа небольшая. По мере удале-
ния от начала трубопровода давление газа уменьшается. При умень-
шении давления увеличивается удельный объем газа и, следователь-
но, при постоянном диаметре трубы увеличивается скорость газа, что
ведет к росту потерь давления на трение, пропорциональных квадрат
скорости. С увеличением расстояния от КС растет падение давления,
1S2
^иходящееся на единицу длины трубопровода, а следовательно,
растут потери энергии, связанные с перемещением газа.
Таким образом, чтобы уменьшить затраты энергии на перекачку
газа - одна из основных статей эксплуатационных расходов на газо*
поводах - целесообразно расстояние между КС сокращать. Однако
,1ри уменьшении длины перегонов между станциями растет необходи-
мое число КС, а следовательно, возрастают капитальные затраты на
сооружение их и связанные с ними эксплуатационные расходы. Опти-
мальное расстояние между станциями и оптимальный перепад давле-
ний на перегоне определяют исходя из экономических соображении с
учетом вышеназванных противодействующих" друг другу факторов.
Для КС с центробежными нагнетателями при существующих единич-
ных стоимостных показателях оптимальное конечное давление Рк
полу чается около 3 МПа при давлении в начале перегона Рн я 5,6 МПа и
рк « 4,5+5 МПа при Ря 7,6 МПа. Для КС с поршневыми компрессорами
оптимальная степень сжатия равна е pjpr = 2,2чпри рн 5,5 МПа.
$ 46. Среднее давление в газопроводе
Чтобы определить коэффициент сжимаемости, необходимо знать
Вреднее давление в газопроводе. Кроме того, среднее давление необ-
ходимо для определения количества газа, заключенною в объеме
трубопровода, для расчета аккумулирующей способности участка
газопровода и т.д.
Так как закон изменения давления по длине газопровода нели-
нейный (см. рис. 9.2), то среднее давление необходимо определять как
среднее интегральное значение
|
1 | . 1
р_«— I pdx •* —
Я L J L
О О
j yp’H-fPt-P’r) *~dx-
Введя новую переменную после интегри-
рования и преобразовании получаем
2 р»3 -Рк 2 Р’н + РнРк + Рк 2/ Рк \
3 Рн-Р’к 3 Рн + ₽к 3\ Ри + Рк/
Иногда вместо среднего интегрального ₽ср применяют среднее
арифметическое давление Рср.а, которое меньше среднего интеграль-
153
кого на величину, пропорциональную заштрихованной площади (см
рис. 9.2). При этом абсолютная погрешность
2 Рн-Рк Рн+Рк (Рн-Рк)а
OpepCp“ Pci.a , ” л t \ ’
Ри ~ Pr 2 6(р н + p]f)
а относительная погрешность
вр 1 (е-1)г
----—_х----------t
Рср 4 (еа + е ♦ 1)
• •
где е рн/рк - степень сжатия.
Чем больше степень сжатия е, тем больше относительная погреш
ность (разумеется и абсолютная) от применения среднего арифметичес
кого давления. Так, при е -2, наиболее близкой к реальным значениям
на магистральных газопроводах Cp/pq, 3,6 %, при с 3 погрешность
уже составляет 7,7 %; предельная погрешность - 25 % (при е -* »).
§ 47. Расчет сложных газопроводов
Любую сложную газопроводную систему можно разбить на элемен-
ты, к каждому из которых можно применить расчетные зависимости
для простых газопроводов при выполнении в узловых точках следу
ющих условий: равенство давлений и сохранения массы газа (уравне-
ние неразрывности). Такой поэтапный способ расчета является трудо-
емким. Во многих случаях процедура расчета упрощается посредством
приведения сложной системы к фиктивному простому газопроводу
При этом оперируют такими понятиями, как эквивалентный газопро-
вод, эквивалентный расход и коэффициент расхода.
Простой газопровод будет эквивалентен сложной газопроводной
системе, если у него и у системы будут одинаковы все параметры
перекачки (расходы и давление в начале и конце, температура, тепло-
физические характеристики перекачиваемого газа;, т.е. при различии
в геометрических размерах потери на трение в эквивалентном газо
проводе будут такими же, что и в сложной системе. Эквивалентными
между собой могут быть и два простых газопровода отличающихся
только диаметром и длиной.
Эквивалентным расходом пользуются для расчета газопроводов с
переменном расходом по длине. Эквивалентный расход - это такой
усредненный и постоянный по длине расход, при котором будут такие
же потери на трение, что и при изменяющемся расходе по длине. В
данном случае опять сложная газопроводная система заменяется
простым эквивалентным газопроводом, но в от зичие от предыдущего
случая геометрические размеры газопровода остаются теми же самы-
154
(9-35)
(9.36)
ми. Таким образом, при применении эквивалентного расхода соблю-
дается равенство всех параметров за исключением расходов.
Коэффициент расхода - это отношение расходов проектируемого
газопровода к расходу эталонного простого газопровода. С помощью
коэффициента расхода любую газопроводную сложную систему (или
яростой газопровод) можно привести по пропускной способности к
одному эталонному газопроводу и этим самым упростить расчет.
Рассмотрим наиболее часто встречающиеся случаи.
Однониточные газопроводы с участками различного диаметра.
J Пусть имеем сложный газопровод с участками разных диаметров.
Необходимо определить размеры эквивалентного ему газопровода при
одних и тех же параметрах перекачки. Можно воспользоваться фор-
мулой расхода в любом виде. Из уравнения расхода запишем раз-
ность квадратов давлений для первого участка длиной [например,
на основании формулы (9.11)]
Рн~р\-------------------.
AaD\
нг •
;J где А - К! JzKt~.
Аналогично запишем разность квадратов давлений для второго,
третьего и n-го участков
knQ4n
A’D’n
Просуммировав соответственно левые и правые части уравнений
системы, получим
2 2
Рн-Рк —
АЛ
(9.37)
155
|-1 D\
Давление в конце участка т определяют из соотношения
Р» - Рт
С'
А3
/г.
Е
М
Mt
D]
(9.38)
или
Р^РЪ*—
Аа
%
в зависимости от того,какое давление известно (рн или р*).
На основании формулы расхода для эквивалентного газопровода
можно написать
Q2 М-э
к
A3 D’
Тогда с учетом выражения (9.37) найдем соотношение для опреде
ления размеров эквивалентного газопровода
---- Е -----.
«-1 D}
л
Чаще всего L, "* L в Е L/.
i-l
Если режим течения квадратичный (наиболее вероятный для
магистральных газопроводов), то
(9.39)
L3 п
------ Е
i-1
Наконец, из выражения (9.37) можно найти пропускную способ
ность однониточного газопровода переменного диаметра
(9.401
Р н ~ Рк
п XjLj
Z -----
(9.41)
Эту же задачу можно решись с помощью коэффициентов расхода.
Пропускная способность Qo эталонного (простого) газопровода
л
длиной L Е и диаметром Do на основании выражения (9.11)
156
/ —• - ^о- (9.42)
V лоь
Фактическую пропускную способность данного сложного газопро-
вода находим из выражения (9.41). Пи определению коэффициента
расхода кр « Q/Qo. Используя выражения (9.41) и (9.42), получаем
1
S г
z ~ —
М L
(943)
Полагая, что абсолютная шероховатость труб одинакова (новые
трубы), с учетом выражения (9.16) имеем
(9.44)
Для квадратичного режима течения коэффициент расхода /-го
частка зависит только от диаметра этого участка и диаметра эталон-
ного газопровода.
Таким образом, коэффициент расхода сложной системы можно
выразить через коэффициенты расхода простых участков системы.
Под параллельными газопроводами понимают такую систему
газопроводов, которая имеет общие начальную и конечную точки, а
। также одинаковые давления в начале и конце для всех трубопроводов
системы. В реальных условиях длины параллельных ниток могут быть
различными. Расчетные зависимости получают аналогично предыдуще-
му случаю с использованием дополнительного условия
0-10„ (9.45)
/-1
т.е. общая пропускная способность системы Q равна сумме пропуск-
ных способностей каждого из параллельных газопроводов. В результа-
[ те получают следующие расчетные зависимости.
Для эквивалентного газопровода
(9.46)
157
В квадратичной зоне течения газа при одинаковой шероховатости
(одинаковые Л.)
— (9.48)
V «! V Li
а при равных длинах Lt const
D^-Z (9.49)
Если диаметры всех ниток одинаковы и равны D, то ряд заменяют
произведением. Тогда для переходной зоны (Xf - const) из выражения
(9.47) имеем
рал , np*>. Di. полц (9.50;
а для квадратичной зоны
D2^ - nD2fi; D, - nwesD. (9.51)
Пропускная способность системы
е- Р3к д (9.52)
или при одинаковых диаметрах
Q"nQi' (9.53)
Коэффициент расхода (при одинаковых длинах)
*₽"* *р» (9.54)
При этом общий расход по системе
(9.55)
158
*».3. Ргсчггндя схема газопровода постоянного днамора с путевыми отборами (подкач-
ками) газа
Пропускная способность любой нитки параллельной системы
fcpi
(9-56)
кр
Газопровод постоянного диаметра с путевыми отборами (подкач-
ками) газа (рис. 9.3). На основании формулы расхода, исключая давле-
ние в узловых точках, можно записать
1 п
Л - Л (9.57)
Л и i-1
R данном случае целесообразно для приведения сложного газопро-
вода к простому воспользоваться методом эквивалентного расхода, а
л
именно (при L = Ц = 2 L,)
₽2н“
С учетом выражения (9.57) имеем
z &&
l__
(9.58)
или для квадратичного закона сопротивления
/3^2
(9.59)
Давление в узловых точках можно наити по зависимости
1 m
159
Рас. 5.4. Расчегаая схема газопровода персмеяяого диаметра с путаных отборное (подеа<г
кама) газа
ИЛИ
1 п
Рят-Р2к--Г^г (9-60)
л U i-nti
По зависимостям (9.57) и (9.60) можно найти диаметр при заданных
р„ и ₽к или одно из давлений при заданном диаметре и другом дав
лении. •
Газопровод переменного диаметра с путевыми отборами (подкач
ками) газа (рис. 9.4). В этом случае имеем
a a J. £
Рн"Рк Аг Д
OWi
D’i ’
а а 1 У g^<>.
Р-и-Р/п-^Г Д -57-;
1 ” QVli
A" t*m+l C*i
Р m “* р к
(9.61)
По уравнениям (9.61) можно найти давление, если заданы диамег
ры D по участкам. Диаметры целесообразно назначать пропорциональ
160
но расходам на участках таким образом, чтобы лини» падения давле-
ния приближалась к параболе (к Закону простого газопровода). Это
позволит дополнительные местные сопротивления в местах смены
дн метров свести к минимуму Для простого газопровода на основа-
Тнии формулы расхода можно написать (см рис. 9.4, правый верхний
угол):
р’л. Ри~Рк _ Рн~р\ _ Р* -р4
A^D"' L х, хг-х, L-xs
Pi ~Рк Рн~Рз
L-xt ха
const,
(9.62)
т.е. в простом газопроводе разность квадратов давлений в начале и
конце любого участка, отнесенная к длине этого участка, есть величи-
на постоянная. Потребуем, чтобы это свойство ^простого газопровода
выполнялось и для сложного (см. рис. 9 4), а именно:
Ри -p’l Pl “Pa Pa - Pa Pa ~P\
7
I.
I,
2 2 _2 __3
Р<~Рк Ря РК
— ------“ —;-------- const,
's L
(9t>3)
Применяя формулу расхода к каждому участку, вместо выраже-
ния (9.63) получаем
\ , '/A. „ = =
D\ D5t " D\ D>i ’
уткуда
I <’и>
Таким образом, можно определить диаметры всех участков, если
известен диаметр первого участка Диаметр первого участка находим
Из формулы расхода с учетом выражения (9.63)
0 2
4Vk-p1>
О8/,! 0,2
Л"(р’к-Рк)
При квадратичном законе сопротивления
(9.65)
(9.66)
161
(9-6’1
Г ^OM-hW.)02!, Vim
‘Д AVh-p\) ,
Q*‘.OWlkjPt
Л*(Р*и“Р*к)
0.192
Если построить газопровод с полученными расчетными диаметра
ми (Dlt D3, D3 и т.д.J, то линия падения давления была бы плавно^
как в простом газопроводе (см рис. 9.4, пунктирная кривая).
Стандартные значения диаметров надо подбирать таким образом,
чтобы линия падения давления максимально приближалась к теоретл
ческой расчетной (см. рис. 9.4, сплошная линия) и чтобы не было
существенного отклонения по давлениям рк и рк. Газопроводы пере-
менного диаметра сооружают тогда, когда отборы (подкачки) значи
тельны и длины участков существенны.
Система параллельных газопроводов с перемычками. На направле
ниях больших газовых потоков строят параллельные газопровода
соединенные между собой перемычками, которые па волями повысит
надежность газоснабжения. При ликвидации аварий или пои проведе
нии плановых ремонтных работ отключает только участок поврех
денных ниток между двумя перемычками. В результате происходит
перераспределение расходов газа по действующим ниткам.
Для системы, состоящей из п парал >ельных газопроводов одина
кового диаметра с равномерным расположением перемычек, степень
снижения пропускной способности при производстве ремонтных работ
можно вычислить по формуле
Q '(п“ (/п-1)(п-^*па ’ И
где Q, - пропускная способность системы при ремонте к ниток на
одном из участков; Q - номинальная пропускная способность систе
мы; m - число участков, на которые разделена перемычками систем;
газопроводов
При допустимой степени снижения пропускной способности из
последнего выражения определяют минимальное число ччас гков. на
которое надо разделить параллельную систему из п одинаковых
газопроводов
[п’-(п-к)’](-Уа
т--------т-л-тт • (9.69)
(п_ ]
' Q'
48. Увеличение пропускной способности газопровода
С необходимостью увеличения пропускной способности газопро-
водов приходится сталкиваться как в процессе проектирования, так и
при эксплуатации их- Наращивание пропускной способности обуслов-
лено стадийностью ввода в эксплуатацию объектов газопровода.
Большую роль также оказывают изменения, происходящие в направ-
лении и мощности потоков газа вследствие открытия новых газовых
месторождений, строительства новых промышленных предприятий,
городов и т.п. В общем случае при 1 величении пропускной способ-
ности системы, начальное и конечное давления могут изменяться. Это
зависит от степени загруженности действующей части системы, от
характеристик установленного основного оборудования, а также от
того, потребуется или не потребуется расширения действующих КС.
Так как местоположение КС предопределено, то расчет увеличения
пропускной способности приходится проводить, как правило, по
каждому перегону между КС в отдельности. Рассмотрим некоторые
возможные способы увеличения пропускной способности г азопро-
водов.
Укладка параллельной нитки (лупинга) (рис. 9.5, о). До увеличения
пропускной способности по газопроводу диаметром Do и длиной L
перекачивали газ с расходом Qa при давлении в начале и конце
трубопровода Pi- и Рк> соот ветственно. Появилась неооходимость
увеличить пропускную способность данного газопровода до Q > Qo
путем сооружения параллельной нитки (лупинга). С целью полного
использования прочности труб давления рн и р> оставляем теми же
самыми. Таким образом, необходимо определил длину лупинга
диаме гром Dn, обеспечивающую заданную степень увеличения про-
пускной способности х Q/Qo-
h* J.5. Расчетная схема газопровода
* вупипгем (а) и вставкой (б) болаше
'и диаметр-
Предполагаем, что режим течения изменяется незначительно и
считаем, что коэффициент гидравлического сопротивления до и после
увеличения пропускной способности одинаков.
На основании формулы расхода [например, (9.22)] выразим раз-
ность квадратов давлений до увеличения пропускной способности
Рн-₽к=- -7^,
Б’О5;2
„ 16,7 •
гдеБ--^- .
(9.70)
После увеличения пропускной способности для лупингованного
участка можно написать (см. рис. 9.5, а)
Q-0. + (?а-БОо2-‘
*л
-б
\ хп
2%.
Откуда
_2 _2
Рн “ Р 1 ~ 1 С -г
бчр™ * о2„-*Г
Аналогично, для участка L - хп после увеличения пропускной
способности
2 2
Р 1 “ Р К =
а*а-хл)
Б’О.5-2
Просуммировав левые и правые части полученных уравнений,
имеем
_2 _2
Р н “ Р к
Q3 xn L-xn
Б‘ Ф.2-‘*О26)’ + D,5-2
Решив совместно уравнения (9.70) и (9.71), после преобразований
получаем
(9.72)
где и e Q/Qo-
164
Очень часто делают Dn = Do. Тогда
Хл 4
L ~ 3
(9.73)
Из уравнений (9.72) и (9.73) определяем необходимую длину
лупинга. При известной длине лупинга находим другие параметры,
например, диаметр лупинга или пропускную способность после уклад-
ки лупинга.
Предельно возможная длина лупинга xn = L соответствует предель
но возможной степени увеличения пропускной способности газопрово-
да х " хпр. Из выражения (9.72) имеем
х -
пр“
/ Рл \2,6
\ °о / ’
(9.74)
= 1 +
Если Dn = Do, тс » 2, т.е. построили точно такой же газопровод,
что и был.
Из практических соображений лупинг лучше сооружать в конце
трубопровода, так как давление там меньше и труба будет испытывать
меньшие напряжения. Кроме того, установка лупинга в конце перего-
на способствует увеличению аккумулирующей способности газо-
провода.
Укладка вставки большего диаметра (рис. 9.5, б). Параметры
газопровода до увеличения пропускной способности (Qo> Do, L, Рн и Рк)
связаны между собой уравнением (9.70). Пропускная способность его
должна быть увеличена до величины Q путем сооружения вставки
большего диаметра Ов. Пусть вставка длиной хр расположена на рас-
стоянии х от начала газопровода.
Предполагая, что режим течения не меняется, на основании фор-
мулы расхода запишем разность квадратов давлений по участкам:
участок длиной х
2 2 V*
Р Н ~ Р X ~
ро;-2
участок длиной хв
2 2 _ ХВ
Pl 'Ра' ——
£аЛв’2
участок длиной (L - хв - х)
2 „2 -
Г 2 “Рк -
Q2{L -хв -х)
БаД05’2
165
Просуммировав левые и правые части полученных уравнений,
имеем
2 >
Рн Р К £2
L
" i L>ь
dF Do5’2 Do5'2
(9.75)
Из этого выражения видно, что место расположения вставки (это
же относится и к лупингам) не влияет на пропускную способность
газопровода.
Решая совместно уравнения (9.70) и (9.75), получаем
Ч ________________х2
L
1 / У>2
\ I
(9.7b)
Удвоение числа КС. Чтобы увеличить пропускную способность
газопровода путем увеличения числа КС, необходимо увеличить
пропускную способность каждого перегона в равной мере, т.е. коэф-
фициент увеличения числа КС для каждого перегона должен быть
одинаковым целым числом (2,3,4,...). Однако в большинстве случаев
экономически целесообразным является только удвоение числа КС.
До увеличения пропускная способность газопровода на участке
между двумя соседними КС
V **
В предположении неизменности режима течения после удвоения
числа КС среднее расстояние между КС уменьшится в два раза, т.е.
л = К/Лб / р»~р*
Разделив почленно эти выражения, получим
и-С/'Оо-УГ (9.77)
Отсюда следует, что при удвоении числа КС пропускная способ-
ность газопровода возрастает приблизительно на 40 %.
Таким образом, если заданная степень увеличения пропускной
способности газопровода меньше 40 % (и < у2), то возможными спосо-
бами наращивания ее может быть прокладка лупинга или вставки
большего диаметра. С точки зрения надежности предпочтение всегда
отдают лупингу. Если заданная степень увеличения пропускной способ-
166
ности около 40 % (и * /2), то в первую очередь следует рассмотреть
способ удвоения числа КС; возможна также прокладка лупинга или
вставки большего диаметра. Если заданная степень увеличения
пропускной способности больше 40 % (и > ^2), то следует применить
комбинированный способ: удвоение числа КС и лупинг или вставка
большего диаметра. И в этом случае, в ограниченных пределах воз-
можно применение только лупиша или вставки большего диаметра.
Оптимальный способ увеличения пропускной способности газо-
провода определяют в каждом конкретном случае сопоставлением
технико-экономических показателей конкурирующих вариантов.
Сооружение многониточных газопроводных систем. Магистраль-
ные газопроводы сооружают многониточными не только по соображе-
ниям надежности, но, главным образом, потому, что выпускаемые
промышленностью трубы самого большого диаметра не могут обеспе-
чить заданной пропускной способности. Поэтому многониточные
газопроводы в большинстве случаев строят из труб одного диаметра.
Каждую последующую строящуюся нитку системы подключают частя-
ми по мере готовности. Она обеспечивав? определенное наращивание
пропускной способности, действуя как лупинг. Пусть имели много-
ниточную систему из л газопроводов одинакового диаметра; построи-
ли часть очередной нитки длиной хл из труб такого же диаметра и
подключили ее к m ниткам параллельной системы (zn < л). На основа-
нии формулы расхода, исключая разность квадратов давлений, полу-
чим фопмулу для прироста пропускной способности всей системы
(9.78)
/1-----—:— ——
v (m +1)2 L
где Qo, Q - пропускная способность всей системы соответственно до и
после подключения лупинга длиной хл; L - длина одной нитки парал-
лельной системы газопроводов.
Из формулы видно, что при одной и той же длине лупинга Уп
прирост пропускной способности тем выше, чем к большему числу
ниток подключен лупинг (чем больше zn, тем больше х). Наибольшая
эффективность лупинга будет при zn = л, а именно
Г 2nd хл- (9.79)
v (zi +1)2 L
При предельно возможной длине лупинга хл » L из формул (9.78) и
(9.79) найдем степень увеличения пропускной способности всей систе-
мы при пуске в эксплуатацию очередной нитки
х = (л + 1)/л. (9.80)
167
§ 49. Оптимальные параметры магистральных газопроводов
Одна из основных задач технологического расчета магистральных
трубопроводов - определение экономически наивыгоднейших пара-
метров транспорта газа - диаметра D, рабочего давления ря и степени
сжатия е. Среди различных методов определения оптимальных пара-
метров наиболее простым и в то же время надежным является метод
сравнения конкурирующих вариантов. При этом используют извест-
ные рекомендации о рациональной области применения груб, рабочего
давления и различных типоразмеров КС.
Для сравнения назначают несколько вариантов по диаметру. При
пропускной способности больше 5 млрд. м3/год рассматривают вариан-
ты с рабочим давлением 5,5 и 7,5 МПа, а в отношении степени сжатия -
схемы одно- и двухступенчатого компримирования газа на КС. Число
конкурирующих вариантов часто сужается из-за ограниченности
выбора основных параметров газопроводов с учетом возможностей
поставки труб и ГПА в установленные сроки строительства. По каждо-
му из намеченных вариантов проводят комплекс механических,
тепловых, гидравлических и экономических расчетов. К строительст-
ву принимаю! вариант с наименьшими приведенными затратами. Если
какие-либо варианты по приведенным затратам отличаются несущест
веннс (не более 5 %), то для выбора можно использовать дополнитель-
ные критерии (капитальные затраты, металловложения и т.п.).
Для вычисления приведенных затрат по вариантам используют
укрупненные технико-экономические показатели, полученные в
результате обобщения опыта строительства и эксплуатации магист-
ральных газопроводов. Выборка укрупненных показателей приведена
в табл. 9.1 - табл. 9.3. Если в указанных таблицах нет данных по рас-
сматриваемым вариантам газопровода, то для расчетов можно вос-
пользоваться правилом линейной интерполяции. Расчет начинают с
выбора конкурирующих диаметров; по заданной годовой пропускной
способности QT выбирают три диаметра газопровода DH (см. табл. 8.1):
диаметр, ближайший больший к заданной пропускной способности,
ближайший больший к выбранному и ближайший меньший. Затем
выбирают степень сжатия газа на КС и количество установленных
агрегатов (рабочих и резервных) на станции (см. табл. 8.2, 9.1-9.3).
Этих данных достаточно, чтобы сделать технико-экономическое
сравнение выбранных трех диаметров.
Технико-экономический расчет может быть закончен, если с
наименьшими приведенными затратами окажется средний диаметр.
Если с наименьшими приведенными затратами окажется вариант с
малым диаметром (из трех выбранных), то надо просчитать дополни-
тельный вариант по следующему ближайшему меньшему диаметру.
Если же с наименьшими приведенными затратами окажется вариант с
168
аблица 9.1
крупиные нормативные технико-экономические показатели линейной
кп магистральных газопроводов
Ди'Ч'ч газопро- вода, мм Толщина стенки трубы, мм 1 Стоимость строительства, тыс. руб 7км Стоимость эксплуатации, тыс. руб7(км * год)
р ” 5,5 МПа р- 7,5 МПа р-5,5 МПа р - 7,5 МПа
сталь марок 17ГС. 17Г1С сталь марки 14Г2САФ сталь мирки 14Г2САФ сталь марок 17ГС, 17Г1С сталь марки 14Г2САФ ere ль марки 14Г2САФ
530 7,5 97 — — 2,80 — —
8 103 — — 2,89 — —
720 7,5 100 — — 4,75 — —
8 107 — — 4.88 — —
9 122 — — 5,14 — —
1и 136 — — 5,41 — —
11 150 —- — 5,65 •ч»
820 8,5 123 — — 5.45 — —
9 132 — — 5,59 — —
10 147 — — 5,89 — —
И 164 — — 6,16 — —
11020 9 127 — — 7,18 — —
9,5 134 150 — 7,38 7,41 —
10 141 158 — 7.62 7,66 —
10,6 150 =- — 7,94 — —
11 156 175 — 8,05 8,09 *
12,5 178 199 202 8,73 8,?9 8,91
14 200 — 230 9,29 — 10 07
16,5 236 — — 10,37 — —
122" 11 — 225 1 — — 9,85 —
11,5 — 235 — — 10,28 —
12 218 — — 9,59 — —
12,5 22? — — 9,96 — —
13 — 266 — — 11,6 —
14 255 — — 11,15 — —
15 273 307 312 — 13,29 13,49
15,2 277 — — 12.06 — —
1420 13,5 — 297 — — 12,81 —
16 — 353 — — 15,14 —
17 — 431 — 18,35
17,5 — 386 — — 16,51 —
20 — — 487 — — 20,66
Примечание.'Стоимость лупинга л 10-15% меньше.
169
о
Таблица 9.2
Угр/nw вин жтрыатпяые техжксг-экоюыические покаэстем КС € рабочим давлеокы 5,5 МПа из рас era -и одну КС
пи Мош* кость »гре- ГЖТЖа кВт Чт-сло ггрегатов на одной КС
3 (2*1) 4 (3*1) 5 (4*1) 6 (4+2) 6 (5*1) 7 (6*1) 8 (6*2) 8 (7*1) 9 (6+3) 9 (8*1) 10 (8*2) 10 (»*1)
Газомоторные П0₽1“гКНЬИ: п00 4072 4472 4872 4872 5272 5672 5672 6072 6072 6472 472 526 648 770 770 892 1014 ;014 1136 1014 1258 I2W 131 1 МК-8 2200 — 6032 6744 6744 7456 «168 8168 8880 8880 9592 9592 710 907 - 1104 1104 1301 1498 1498 1695 1498 1892 18)2 2089 Ггзотурбини! ге с центробежны- ми нагнетателя МИГТК-5 4000 6146 7280 8414 9518 - 10682 11816 - 12950 - 14081 958 1256 1554 1680 2150 2276 2402 2872 ГТ-6-750 6000 6692 8008 9324 10640 - 11956 13Й2 - 14588 - 15904 1151 1535 1919 2065 2687 2833 29^ 3601 ГТК 10 10000 8465 10372 12279 11186 - 16093 18830 - 19907 - 2184 1615 2198 278? 2944 3947 4160 4371 5326 ГТК-16 16000 12623 15916 J9209 22502 - ____ 2514 3469 4424 47-1
НАМ ДШУД • J70M — — — 9 — вв • — — •
3681 5133 6585
Электропривод ные с центроо'л ньгмн нагнетате- лями: СТД-4000 4000 4941 2053 5563 2922 6185 3791 6807 3854 — 7429 5529 8051 5592 - 3673 5655 - 9295 7330 -
СТД-6000 6000 5313 836 6059 4091 6805 5346 7551 5421 - 8297 7856 9043 7931 - 9789 800ь - 10535 10441 -
СТД-10000 юсэо 581ч 3967 6727 57^9 7640 7597 8553 i683 - 9466 11215 10379 11307 - 11292 11399 - 12205 14931 -
Примечание. L числчтел i цна стоимость строительства, тыс. руб., а в знаменателе —стоимость эксплуатации, тыс. рубЛод.
Таблица 9.3
Укрупненные нормативные технико-экономические Показатели КС с рабочим
давлением 7,5 МПа из расчета на одну КС
ГЯА Мощ- КОСТЬ агрега- та, кВт Число агрегатов на одной КС
3 (2+1) 4 (3+1) 5 (4+1) 6 (4+2) 7 (6+1) 8 (6+2) 9 (6+3) 10 (8+2)
ГТК 10 KWO0 10793 1900 13476 2582 16159 3264 1Д842 3563 21525 4628 24208 4927 26891 5226 29574 6291
ГТК 16 16000 14072 2678 17848 3688 21624 4698 25400 5120 — — — —
ГТК-25 25000 19463 3923 25036 5455 30609 6987 — — — —
ГТК-40 40000 25775 5717 33452 8029 11129 10311 — — — — —
СТД-10000 10000 7848 4198 9439 6092 11030 7986 12621 8144 \4212 11774 15803 17394 18985 11932 12090 15720
Примечи.«не. В числителе дзнг стоимость строительства, тыс. руо.. а в знаменате
ле — стоимость jKcnnyaxaiWH, тыс. руб/год.
самым большим диаметром, то просчитывают дополнительный вариант
по следующему ближайшему большему диаметру. Если с наименьши
ми приведенными затратами окажется вариант газопровода диаметром
1420 мм, то дополнительный вариант не просчитывают; в этом случае к
строительству принимают газопровод диаметром 1420 мм.
Если по расчетной схеме имеется много отборов (подкачек) газа,
то определение наивыгоднейшего варианта ведут по эквивалентном!
расходу или по участкам (для каждого участка определяют наивы-
годнейший диаметр).
Основной расчетной зависимостью для приведенных затрат яв-
ляется формула (1.20), но в сравнении с нефтепроводами есть неболь
шое отличие в определении числа КС. По выбранному оборудованию
(рабочее давление и степень сжатия) определяю! давление в конце
перегона, т.е. на приеме следующей КС. Давление в конце трубопровс
да на входе в ГРС также нормируют в зависимости от характера потре-
бителя газа. По давлению в начале и конце перегонов между КС и 0
конце последнего участка трубопровода перед ГРС по формуле расхо
да определяют длины промежуточных перегонов L и длину последнего
участка L^. Длину последнего перегона для однониточного газопро
172
рода находят из условия максимальной аккумулирующей способное ги
^см. § 83). Расчетное число промежуточных КС п определяют из выра-
жения
п ' “ ^п) I— (9.81)
где L-t, - полная длина трубопровода.
При необходимости к этому значению надо добавить головную
компрессорную станцию (ГКС).
Капитальные К и эксплуатационные Э расходы для газопроводов
определяют по формулам
I K^cL^ + ^n; (9.82)
Э « эАг + э„п, (9.83)
где с, эл - удельные соответственно капитальные и эксплуатационные
затраты по линейной части газопровода, приходящиеся на 1 км (см.
.табл. 9.1); эст - соответственно капитальные вложения и эксплуата-
ционные расходы на КС (см. табл. 9.2 и 9.3).
§ 50. Расчет режимов работы магистральных газопроводов
Режимы работы КС с центробежными нагнетателями рассчитывают
по приведенным газодинамическим характеристикам одного или
группы (с учетом соединения) нагнетателей, составленных ВНИИгазом
по данным испытаний. На рис. 9.6 в качестве примера показана при-
веденная газодинамическая характеристика нагнетателя Н-300-1,23 с
рабочим колесом диаметром 782 мм, номинальной частотой вращения
пЕ я 6150 об/мин, подачей 19 млн. м3/сут и оптимальной степенью
сжатия 1,27. На графике показаны зависимости степени сжатия е,
политропического к.п.д. Ппол и приведенной относительной внутрен-
ней мощности (М/Рв)пр от приведенной объемной подачи Qnp При
построении характеристики нагнетателя были приняты наиболее часто
встречающиеся значения приведенных параметров: газовой постоян-
ной Япр = 491.,5 Дж/(кг • К); коэффициента сжимаемости газа 2Пр ~ ^,91;
температура газа на входе в нагнетатель (Тв)пр = 288 К. Исходными
ре личинами для расчета режима работы нагнетателя являются: л -
рабочая частота вращения колеса нагнетателя; рв - абсолютное давле-
ние газа перед нагнетателем; Г., - температура газа перед нагнетате-
лем; QK - коммерческая подача нагнетателя при стандартных усло-
виях (для группы нагнетателей QK делят на число параллельно рабо-
тающих нагнетателей или групп нагнетателей); А - относительная
плотность газа по воздуху или абсолютная плотность газа при стан-
дартных условиях.
Рабочие параметры нагнета геля определяют в следующей последо-
вательности. 173
Рис. 9.6. Газодивамяческая характе-
ристика центробежного нагнет-1'
Н-300-1,23
1. По известным давлению и температуре перед нагнетателем и
составу газа находят коэффициент сжимаемости Z.
2. Определяют плотность газа Рв и подачу нагнетателя Q в усло-
виях перед нагнетателем, а также газовую постоянную газа Л " RJ& *=
-287,1/Д Дж/(кг-К).
3. Вычисляют значение приведенной подачи нагнетателя по фор-
муле
Q„P-<?V- (9-84)
где лн - номинальная частота вращения колеса нагнетателя.
4. Определяют приведенную частоту вращения по формуле
(л | п / Znp(rB)17pRnp . ।
пн /п₽= пн ZTbR ’ 1 ’
5. Из приведенных характеристик по значениям £>Пр и (п/пн)пс
устанавливают необходимую степень сжатия €.
174
6. По значению Qnp также из приведенных характеристик опреде-
ляют к.п.д. Ппол и удельную внутреннюю мощность (N|/PB)np.
7. Определяют внутреннюю мощность, потребляемую нагнетате-
лем, по формуле
Ni - РВ1
(9.86)
8. Мощность на валу привода нагнетателя
I N = Ni+NMX, (9.87)
где А1.;х - механические потери, принимаемые 100 кВт для газотур-
бинного привода и 150 кВт для электропривода.
9. Определяют удаленность режима работы нагнетателя от границы
помпажа, т.е. проверяют соблюдение условия
1,1. (9.88)
Pnp.min
10. Определяют температуру газа на выходе из нагнетателя по
формуле
(9.89)
где т - показатель политропы (адиабаты), для природных газов ме-
няется в пределах 1,25-1,4, в среднем т « 1,32; индексы ”в” и ”н”
относятся соответственно к входному и нагнетательному патрубку
ГПА.
Режим работы КС с газомоторными компрессорами рассчитывают
по так называемым загрузочным кривым. Пример загрузочной кривой
для газомотокомпрессоров типов 10ГК представлен на рис. 9.7.
По степени сжатия газа на КС € определяют объемную подачу Ок
одного цилиндра компрессора при условиях перед станцией, в затем
пересчитывают ее на стандартные условия. По числу компрессорных
Цилиндров агрегата определяют объемную подачу компрессора. После
этого по заданной пропускной способности трубопровода и подаче
одного компрессора находят число компрессоров, которое округляют
в большую сторону. По полученному числу компрессорных агрегатов
определяют необходимую подачу одного компрессора (одного цилинд-
ра) и затем по загрузочным кривым устанавливают число открытых
регуляторов (карманов) или степень снижения частоты вращения вала
агрегата. По загрузочным кривым находят внутреннюю удельную
Мощность компрессора Ni, а потребляемую компрессором мощность
175
кВт/МПа
Рис. 9.7. Загрузочные кривые одного компрессорного цилиндра диаметром 197 мм, обору*
дованного прямоточными (1—4) и кольцевыми (Г—4’) клапанами:
1, Г,3, У — "карман" закрыт;2, У,4, 4' — "карман* открыт
рассчигывают следующим образом
N = Р,Пц^ + 12,5пц, (9.90)
где 12,5 кВт - потери мощности на трение в одном компрессорном
цилиндре; пц - число цилиндров поршневого компрессора.
Газомотокомпрессоры 10ГК позволяют менять частоту вращения
вала в диапазоне 250-315 об/мин; все загрузочные кривые построены
при поминальной частоте пн = 300 об/мин. При работе с частотой враще-
ния п, отличающейся от номинальной пн, режим работы компрессора
рассчигывают по этим же загрузочным кривым, но в расчеты подачи и
удельной индикаторной мощности вносят поправку на частоту враще
ния, а именно, расчетные значения подачи и индикаторной мощности
умножаются на (п/300). Повышение температуры при компримирова-
нии газа в газомотокомпрессоре можно подсчитать по формуле (9.89).
В соответствии с ОПТП-51-1-85 определение рабочих параметров
нагнетателей и компрессоров проводят несколько сложнее, а, именно,
в основу режимных расчетов закладывают аналитические зависимости
газодинамических характеристик и загрузочных кривых, более удоб
ные для использования ЭВМ.
Контрольные вопросы
1. Уравнение неразрывности для устан явившегося движения газа.
2. Формула массового расхода для установившегося движения газа.
3. Практические формулы для гидравлического расчета газопроводов.
176
4. Влияние рельефа трассы на пропускную способность газопровода.
5. Влияние неиэ. термичности потока на пропускную способность газопровода.
6. Изменение давления по длине газопровода. Среднее давление.
7. Расчеты сложных газопроводов: по эквивалентному диаметру, по эквива*
лслтному расходу, по коэффициентам расхода. Примеры.
8. Эффективность перемычек на параллельных газопроводных системах.
9. Возможные варианты увеличения пропускной способности газопроводов.
10. Увеличение пропускной способности при сооружении многониточных
ззопроводных систем.
11. Определение длины последнего перегона газопровода.
12. Расчет режимов работы КС с центробежными нагнетателями.
13. Загрузочные кривые для поршневых компрессорных машин.
(
РАЗДЕЛ ЧЕТВЁРТЫЙ
НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
Глава 10 ОСНОВНЫЕ вилы ПОДГОТОВКИ НЕФТИ,
Н^ИкЙРОДУкТрВ И ГАЗА к транспЬрТу
§ 51. Требования по качеству нефти, нефтепродуктов и газа
Только начальный период разработки Нефтяных месторождений
характеризуется безводной добычей, примерно 60-75 Я всей нефт,
добывают в обводненном состоянии. Пластовые воды являются высс
коминерализованными, содержащими растворенный газ и микроорга-
низмы, те. явля*.гея агрессивными средами, вызывающими быстрь*
коррозионный износ Tpyt и оборудования. Кроме того, в сырых неф
тях Может быть значительное количество механических примесей
быстро выводящих из строя насосы и другие оборудование
Вода и механические примеси в нефти - это балласт, удорожаю
щии перекачку за счет увеличения объемов. Наличие воды в нефт г
обеспечивает во многих случаях образование водонефтяных змуле
сий, которые при определенных условиях повышают в нескс пько ра
п:драглическое сопротивление трубопроводов. Кроме этого, даж
незначительное содержание воды в нефти (до С,1 %) приводит к интеь
сивнсму вспениванию ее в установках нефтеперерабатывающ/
заводов, т.е к нарушению технологических режимов, а, следовател»
но, к ухудшению каче.тва получаемой продукции и интенсивном
износу (и даже выходу из строя) заводского оборудования.
В поступающей из скважины нефти содержится значительно
количество легких фракций (нефтяные газы), которые являютс
ценным сырьем нефтехимической и химической промышленности дл
получения растворителей, спиртов, синтетического каучука и искусе
венного волокна и др. Поэтому легкие фракции отделяются от нефт
на промысловых пунктах подготовки, в противном случае они nort
ряются в резервуарных парках нефтепроводов и заводов.
В большинстве случаев разрешается транспортировать нефти
содержанием воды до 1-2 Я и предельным содержанием солей д
500 мг/л. В последнее время нефтепереработчики все чаще выдвигаю;
довольно жесткие требования: содержание солей до 40 мг/л при
наличии воды до 0,1 %. Отсюда следует, что перед транспортом нефт i
ее необходимо специально готовить. Подготовка нефти включав
178
грации обезвоживания и обессоливания нефти и полное или частич-
е разгазнрование нефти.
В готовых нефтепродуктах вообще не допускается наличие воды и
рсанических примесей (в отдельных случаях допускаются следы
дм).
Природный газ, получаемый с промыслов, содержит в виде приме-
| твердые частицы (песок, окалина), конденсат тяжелых углеводоро-
де водяные пары, часто сероводород и углекислый газ- Пагубное
Лмяние механических примесей в газе проявляется в значительно
пьшей мере в газопроводах в сравнении с действием их в нефтяном
доже: скорости движения газа на порядок выше средних скоростей
ечения нефти в трубопроводах и в газопроводах практически отсутст-
вует "смазывающий” эффект. Присутствие твердых частиц в газе
«водит к быстрому износу соприкасающихся с газом деталей комп-
вееров Твердые частицы засоряют и портят арматуру газопровода и
фвтрольно-измерительные приборы, скапливаясь в пониженных
Еках газопровода, они сужают его поперечное сечение
Жидкие примеси, оседая в пониженных участках трубопровода,
! вызывают сужение его поперечного сечения. Они, кроме того,
тцазывают корродирующее действие на трубопровод, арматуру и
триборы. Влага в определенных условиях приводит к образованию
фратов, выпадающих в газопроводе в виде твердых кристаллов,
осэбных полностью закупорить трубопровод.
I Сероводород - вредная примесь; в количествах, больших 0,01 мг
i| 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. В присутствии влаги серово-
фюд способен образовывать растворы сернистой и серной кислот,
«эко увеличивающих скорость коррозии металлов.
Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, так
лк является балластом.
I Перед поступлением в магистральный трубопровод газ должен
Шь очищен от вредных примесей.
Подготовку газа к транспорту проводят на специальных установ
v , расположенных на головных сооружениях газопровода, а очистку
т. Механических примесей - на всех КС, ГРС, пунктах отбора газа
Ноюкратнья очистка газа от механических примесей объясняется
ф, что тяжелая взвесь появляется в газопроводе помимо всего
•чего в результате абразивного воздействия взвеси на внутреннюю
•ерхностъ стенки трубы (внутри всегда есть продукты коррозии,
Фсрые срываются газовым потоком и "полируют” внутреннюю
Ферхность, увеличивая содержание механических примесей в
Швом потоке).
I При необходимости газ может быть подвергнут одоризации, т.е. в
вводят в незначительных дозах компоненты, придающие ему
'фсий и неприятный запах- Одоризация облегчает поиски места
♦пи газа при эксплуатации газопроводов 179
§ 52. Обезвоживание и обессоливание нефти
Механизм образования эмульсии н ее тип являются основным?:
факторами для обоснования способа обезвоживания нефти. Эмульсии
образуются не в пластовых условиях, а в коммуникациях от пласта и
дальше, в которых возможно перемешивание нефти с водой. Разл
чают две фазы в эмульсиях: внутреннюю и внешнюю или дисперсную и
дисперсионную. Наличие растворенных газов стимулирует образов ;1
нне эмульсий даже при малых скоростях движения, а присутствие с
лей нафтеновых кислот и асфальтосмолнстых веществ способствует of
разованню эмульсий высокой стойкости.
Различают два типа эмульсий: нефть в воде (Н/В) и воде в неф- *
(В/Н)- Тип образующейся эмульсии зависнт от соотношения объеме,
фаз; дисперсионной средой становится та жидкость, объем которое
больше.
Вязкость нефтяной эмульсии зависит от вязкости нефти, соотнош
ния фаз воды и нефти и температуры образования эмульсий. С повыше
нием содержания воды в нефти (рис- 10.1) увеличивается кажущая,
вязкость эмульсии. При вполне определенном соотношении ф
эмульсия типа В/Н переходит в эмульсию типа Н/В. Соотношение фа-,
при котором происходит ’’переворачивание” эмульсии, называет
точкой инверсии.За точкой инверсии вязкость эмульсии уменьшается
с ростом содержания воды Чем выше температура образования эму.
сии, тем большее значение точки инверсии. Нефтяные эмульси
являясь дисперсными системами, до точки инверсии обладают ан
мальными свойствами (с увеличением содержания разбавителя-во.'1.
вязкость системы возрастает) Это объясняется тем, что в эмульси
ном потоке силы внутреннего трения определяются сопротивление
контактирующих между собой по поверхности глобул эмульси
Ан змальное поведение вязкости эмульсий усиливается с понижен!'
температуры, особенно, если исходные нефти сами являются анома
ными.
Рис. 10.1 оавискмосп. кажущейся вязкл
эмульсии от содержания води впефтии иг
холвой температуры смешения Т , Т
180
I При проектировании установок по обезвоживании нефти необхо-
димо иметь в виду, что с процессом обезвоживания неразрывно связан
цроиеос обессоливания. При необходимости, для более полного обессо
тивьния, в сырую нефть приходи!ся дополнительно подавать пресную
воду, в которой растворяются минеральные соли, и вместе с водой
удаляют ся.
I Нефтяную эмульсию можно разрушить различными способами
воздействия: механический, тепловой, химиче :кий, термохимичес-
<ий, электрический. К механическом способам воздействия относятся
дотаивание, центрифугирование и фильтрация. В настоящее время
мибслее эффективно деэмульсацию осуществляют путем комбини-
ров много использования гравитационного ото вивания в сочетании с
термическими, химическими и электрическими методами обработки
кфти в процессе ее обезвоживания Применяют периодическое и
непрерывное отстаивание. В качестве отстойников периодического
действия испол! зуют обычные вертикалт ные стальные резервуары
шрьевых парков промыслов. Через какое-то время после заполнения
резервуара сырой нефтью вода осаждается в нижней части, а нефть
добирается j верхней части резервуара (разделение фаз идет при
1окойном хранении) По окончании процесса деэмульсации вода и
фть отбираются из резервуара по отдельным трубопроводам.
В отстойниках непрерывного действия деэмульсация производиг-
на потоке. По конструкции и положению в пространстве различают
ройники вертикальные. горизонтальные, радиальные, наклонные,
ннческие, прямоугольные, цилиндрические и др Вс всех кинструк-
ях проектируется малая скорость движения эмульсин, обеспечивай-
ся достаточное время для разделения фаз. На рис. 10.2 покатана
ема горизонтального цилиндрического (или прямоугольного) отстой-
ника. Длину отстойника рассчитывают из условия полного разделения
фаз. Гравитационное отстаивание в чистом виде дает положительные
результаты только в тех случаях, когда вода в нефти содержится в
«ободном состоянии или в состоянии крупнодисперсной нестабилизи-
Кванной эмульсии.
Нефть
Рис. JO.Z. Схема горнхь-пгыкго отстойника непрерысж го действия:
I - герсгорсдка; 2 - Ппьерхность раздела
Тв1
Центрифугирование для деэмульсации сырой нефти практическо
применения не нашло вследствие большой сложности, дороговизны
малой производительности установок.
Метод фильтрации пригоден для разделения нестойких эмульсии
он основан на явлении селективной смачиваемости веществ различи
ми жидкостями- В качестве фильтрующего материала используй
сухой песок, гравий, битое стекло, стекловату, древесную стружку i
осины, клена, тополя и других несмолистых пород древесины, а так* е
металлическую стружку. Чаше всего применяют стекловату, котор я
хорошо смачивается водой и не смачивается нефтью; фильтры ttj
стекловаты прочны, устойчивы и долговечны. В качестве фильтрую-
щей среды могут быть и другие материалы при непременном условии
чтобы электрический заряд частиц фильтра был противоположен по
отношению к глобулам. Тогда при прохождении эмульсии через
фильтр электрические заряды будут сниматься с поверхности глобу i,
тем самым будут снижаться отталкивающие силы между ними; прои
ходит укрупнение капель и они стекают вниз, нефть же свобод>
проходит через фильтр-
Обезвоживание сырой нефти фильтрацией применяют очень редь
вследствие громоздкости оборудования, частой смены фильтрующе
материала н малой производительности установок.
Тепловой способ воздействия при деэмульсации нефтей являе!. я
одним из основных приемов обезвоживания. На поверхности части
водонефтяной эмульсии образуются бронирующие слои, состоящие и
асфальтосмолистых веществ и парафинов. При обычных температур х
бронирующие слои представляют собой довольно прочную оболочк ,
препятствующую слиянию и укрупнению капель. При высоких темпе
ратурах снижается вязкость бронирующей оболочки, тем самым
уменьшается прочность оболочки и облегчается слияние глобул. В
результате нагревания также снижается вязкость нефти, т.е. ускоряе
ся процесс отстаивания.
Разработано большое число нагревательных установок. Температ
ру нагревания определяют, как правило, лабораторным путем
учетом свойств водонефтяной эмульсии и принятой технологически
системы обезвоживания. В технологической линии обезвоживани
подогреватели устанавливаются после отделения (сепарации) из нефт ।
газов, но ранее ввода нефти в отстойник. В чистом виде тепловую
обработку нефти с отстаиванием применяют редко. Тепловую обрабо
ку чаще используют как составной элемент более сложного комплеь .
ного метода подготовки нефти.
Химический способ воздействия на нефть в современной нефтяно>
промышленности применяют наиболее широко. Разработано и выпус
кается промышленностью довольно много химических реагентов
разрушающих водонефтяные эмульсии. Выбор эффективного реагента
182
Ьезмульгатора зависит от вида водонефтяной эмульсии и в каждом
конкретном случае проводится по результатам лабораторных и про-
мышленных экспериментов.
Суть процесса обезвоживания с помощью химического воздейст-
’вия очень проста: реагент-деэмульгатор вводят в эмульсию, переме-
шивают в ней, после чего происходит разделение фаз и отстаивание.
Применяют как периодическое, так и непрерывное разрушение
Ьмульсии; в настоящее время предпочтение отдают непрерывным
Ьропессам. Периодическую деэмульсацию проводят в резервуарах-
отстойниках (резервуар заполняют сырой нефтью, вводят химический
|реагент и дают время для разрушения эмульсии и отстаивания).
Непрерывная деэмульсация имеет несколько вариантов реализации:
1внутрисквяжинная деэмульсация, когда реагент вводят в эмульсию
непосредственно в скважине: путевая или внутрнтрубная деэмульса-
ция, когда реагент вводят на начальном участке нефтесборного кол-
лектора.
Промышленные эксперименты по деэмульсации нефти на первых
«перегонах магистрального нефтепровода дали положительные ре-
зультаты.
Теплохимический способ воздействия на нефть наиболее широко
применяют. В настоящее время около 80 % добываемой обводненной
нефти проходит обработку на теплохимических установках. Главные
^достоинства теплохимическнх установок - возможность обработки
нефтей с различным содержанием воды без изменения оборудования и
(аппаратуры и возможность, при необходимости, замены деэмульгатора
без замены оборудования. Кроме того, установка относительно проста.
Нс теплохимические установки требуют больших затрат на теплоту и
деэмульгаторы.
Обессоливание и обезвоживание нефти ведут при температуре
320-375 К. При более высоких температурах обессоливание и обезво-
живание осуществляют под повышенным давлением, чтобы сохранить
Однородность эмульсии.
Для повышения эффективности действия деэмульгатора необходи-
мо как можно раньше вводить его в образовавшуюся эмульсию (не
допускать перехода эмульсии в стабильное состояние), а также интен-
сивной турбулизацией и подогревом обеспечить полный контакт
реагента с каплями эмульсии.
Электрический способ воздействия для обезвоживания и обессо-
ливания нефтей широко применяют в заводской практике, реже на
(промыслах. Электродегидраторы делают сферическими и цилиндри-
ческими (горизонтальными и вертикальными), работающими на пере-
менном и постоянном токе напряжением от 10 до 45 кВ. Деэмульсация
нефти переменным током промышленной частоты 50 Гц наиболее
эффективна. Электродегидраторы работают в нормальном режиме на
>83
эмульсиях типов В/Н при обводненности нефти 8-15 %. При большем
содержании воды может произойти короткое замыкание между элект-
родами аппарата. Если фактическая обводненность выше, то перед
электрообработкой проводят частичное обезвоживание на других
аппаратах.
Принцип действия электродегидратора следующий. Глобулы воды
эмульсии в электрическом поле располагаются вдоль силовых линий в
виде цепочек, образуя в вершинах капель электрические заряды. Под
действием основного и индуцированного полей капли переходят в
упорядоченное колебательное движение (следует за электрическим
полем), сталкиваются друг с другом, укрупняются и оседают.
§ 53. Разделение продукции скважин на жидкую
и газовую фазы
Несовершенство существующих систем сбора и транспорта нефти
на промыслах, малое избыточное давление резервуаров, использова-
ние негерметичной технологии налива и слива не позволяю! доставить
нефть на переработку без потерь легких фракций. Полная герметиза-
ция всех путей движения нефти от скважины до нефтеперерабатываю-
щего завода - гарантия исключения любых ес потерь. Технически
полную герметизацию можно осуществить, но мероприятия эти яв-
ляются весьма дорогостоящими, так как на всех этапах движения
нефть должна быть под высоким давлением, что влечет многократное
увеличение расхода металлов.
На сегодняшний день технически и экономически оправданным
является отбор из нефти растворенных газов и легких фракций на
нефтяных промыслах и направление их на переработку по самистоя
тельным герметичным путям. Процесс извлечения из нефти легки?
углеводородов называется стабилизацией, он позволяет существенно
снизить способность нефти к испарению. Степень стабилизации, т.е.
процент отбора легких фракций, определяется, прежде всего, свойст-
вами поступающей из скважины нефти, количеством добываемой
нефти, техническим совершенством системы сбора и экономическими
показателями. Для вновь проектируемых систем разработки место-
рождений необходимо стремиться к полной утилизации легких
фракций.
В зависимости от свойств поступающей нефти и принятой глубины
стабилизации процесс стабилизации можно вести двумя способами:
сепарация - извлечение нефтяного газа одно- или многократным
снижением давления (для усиления процесса испарения сепарацию
часто ведут с подогревом нефти); ректификация - отбор легких
фракций применением одно- или много крагного нагрева и конденса-
ции с разделением углеводородов по фракциям (легкие, тяжелые) или
184
даже по видам углеводородов (метан, этан-пропановый газ, жирный
газ).
В настоящее время на промыслах для стабилизации нефти в основ-
ном используют сепарацию в два этапа: разделение нефти и газа;
ючистка газа от нефтяной пыли. Для этой цели применяют специальные
установки, называемые сепараторами (трапами).
На газоконденсатных месторождениях из пласта вместе с газом
выходит конденсат, который является ценным сырьем для нефтехими-
ческой промышленности. Перед транспортом конденсат надо отделить
от газа, так как неполное отделение конденсата на промысле вызывает
его выпадение в магистральном газопроводе, что приводит к сниже-
нию пропускной способности транспортной системы.
Количество выделившегося конденсата зависит от температуры и
давления. Изотермы конденсации Имеют максимум при определенном
давлении. С понижением температуры сепарации существенно увели-
чивается выход конденсата. Разделение газа и конденсата проводят на
специальных установках низкотемпературной сепарации при давле-
нии, обеспечивающем максимальный выход конденсата. Это давление
устанавливают лабораторным путем в каждом конкретном случае.
Для предотвращения обмерзания за счет дроссельного эффекта
сепаратор снабжен подогревателем.
Часто газ содержит водные пары, которые выпадают вместе с
конденсатом и создают условия для гидратообразования. Чтобы
исключить возможность гидратообразования в установку вводят
1м?танол или деэтиленгликоль, понижающий температуру застывания
жидкой фазы. Вода, как более тяжелая жидкость в сравнении с кон-
денсатом, отстаивается в нижней части сепаратора и оттуда периоди-
чески сбрасывается в очистные сооружения.
Очистку газа от конденсата и воды необходимо осуществлять до
такой степени, чтобы исключить выпадение их в магистральном
трубопроводе.
§ 54. Условия образования гидратов и борьба с ними.
Осушка газов
Одним из показателей содержания воды в газе является относи-
тельная влажность - отношение количества водяных паров, фактичес-
ки находящихся в газе при данных давлении и температуре, к коли-
честву паров, способных удержаться в газе в состоянии насыщения
при этих условиях (предельно возможное насыщение).
При охлаждении газа относительная влажность повышается и при
Какой-то температуре достигает предельного значения и при дальней-
шем снижении температуры из газа будет выпадать излишняя влага,
"та температура, при которой газ при данном давлении из ненасыщен-
ного влагой состояния переходит в насыщенное, называется точкой
Росн. 185
В зависимости от наличия воды в жидкой фазе, влагосодержания
газа при определенных давлениях и температурах в газопроводе
могут образовываться гидраты - твердые кристаллы, которые могут
привести к закупорке трубы. Гидраты представляют собой белые
кристаллы, внешне похожие на снег. Гидраты могут образовывать^
практически во всех газопроводах, так как температура транспор
тируемого газа зачастую ниже точки росы, т.е. в трубопроводе обеспе
чены условия для выпадения воды.
Гидраты углеводородных газов являются неустойчивыми хими
ческими соединениями углеводородов с водой, существующими при
определенных давлениях и температурах; при отсутствии хотя бы
одного из условий (не та температура или давление, недостаточная
влажность) гидраты самопроизвольно разрушаю: ся.
Давление и температура, при которых могут образовываться
гидраты (при условии полной насыщенности газа водой), характери
зуются кривыми равновесного состояния гидратов (рис. 10.3). Слева от
кривых - область существования, а справа - область отсутствия
гидратов. Чем тяжелее газ (больше А), тем меньше давление, при
котором выделяются гидраты. Для обнаружения зон гидратообразова-
ния и своевременного предотвращения образования гидратов необхо
димо знать состав транспортируемого газа (его плотность), изменение
температуры и давления по длине газопровода и влажность попадае
мого в трубопровод газа. По составу, давлению и температуре опре-
деляют условия образования гидратов, а по влагосодержанию -
возможность образования гидратов в данных условиях.
Кроме давления и температуры, на гидратообразование оказываю4
273 278 283 ?88 293 298
1емпература, К
Рис. 10. Кривые равновесного состояния
гндратак
1 — метан; 2 — природные газы
Рис. 10.4. График выявления зоны гидра-
тообртчования в • аэоц^»оде
186
влияние скорость и турбулентность потока, примеси в газе сероводо-
рода и углекислого газа.
Зону возможного гидратообразования определяют следующим
образом. Для данного участка газопровода строят кривые падения
давления pin изменения температуры газа 12 (рис. 10.4). Используя
кривую равновесного состояния, на этот же i рафик наносят кривую
гидратообразования 3. АН - прямая точки росы, которая после точки
М совпадает с кривой температуры газа в газопроводе. Так как газ
поступает в газопровод, как правило, с температурой выше точки
росы, то он будет ненасыщенным, и, следовательно, в самом начале
I азопровода (зона 7) влага выпадать не будет. В точке М температура
газа сравняется с точкой росы. Начиная с этого сечения на стенках
газопровода будет выпадать влага. При падении температуры от точки
М до точки В гидраты все равно образовываться не будут, так как
температура газа на этом участке газопровода выше температуры
гидратообразования (зона 77). В точке В температура газа становится
равной температуре гидратообразования при данном давлении. Сле-
довательно, появились все условия для существования гидратов и
поэтому участок газопровода ВС будет зоной возможного образования
гидратов (зона III). После точки С температура газа опять становится
выше температуры гидратообразования и поэтому гидраты образовы-
ваться не будут (зона IV). В реальных газопроводах зона 777 может
оказаться короче (точка СЭ вследствие того, что при низких темпера-
турах в газе остается малое количество воды, недостаточное для
образования гидратов (если какое-то небольшое количество гидратов
успело образоваться, то газовым потоком они выносятся в зону IV, где
происходит их самопроизвольное разрушение).
На газопроводах можно применять следующие способы предуп-
реждения образования гидратов и их ликвидации.
1. Поддержание температурь’ газа выше температуры гидратооб-
разевания (предварительный подогрев газа) (см. рис. 10,4). В точке В
возможно появление гидратов, поэтому В этом месте устанавливают
подогреватель, через который пропускают весь или часть потока газа.
Температура газа повышается до такого значения (ючка Е), чтобы при
последующем изменении она не опускалась ниже кривой гицрзтообра-
зования (кривая 4).
Этот способ предупреждения образования гидра гнмх пробок
применяют на газовых промыслах и ГРС для предупреждения замерза-
ния арматуры. Подогревать газ на магистральных газопроводах прак-
тически невозможно и экономически нецелесообразно, так как это
требует больших капитальных затрат и эксплуатационных расходов.
2. Снижение давления газа в газопроводе ниже равновесного
давления образования гидратов. Снижение давления при образовании
гидратной пробки приводит к разложению гидратов. Этот метод при-
187
меняют в качестве аварийного при закупорке газопровода гидратной
пробкой. Для этого открывают задвижки на свечах у линейных кра-
нов, ограничивающих участок, на котором образовалась гидратная
пробка. Давление снижают до тех пор, пока температура гидратооб
разования не станет ниже температуры газа и, как следствие, гидрат-
ная пробка разрушается.
3. Ввод реагентов в газопровод довольно широко применяют в
качестве метода борьбы с гидратообразованием. Суть его заключается
в том, что в газовый поток вводят различные ингибиторы, которые
частично поглощают водяные пары (т.е. переводят газовую фазу из
насыщенного состояния в ненасыщенное) и образуют всдные растворы.
В результате снижается и точка росы газа, и температура застывания
водного раствора; гидраты либо совсем не образуются, либо образуют-
ся при более низких температурах. В качестве ишибитиров исполь-
зуют метиловый спирт (метанол), растворы диэтиленгликоля (ДЭГ),
триэтиленгликоля (ТЭГ) или хлористого кальция. В большинстве
случаев применяют метанол СН3ОН, который используют как для
ликвидации уже образовавшихся гидратных пробок, так и для профи-
лак гических заливок с целью предупреждения гидратообразования.
Метанол заливают при помощи метанольнйц - сосудов высокого
давления вместимостью 250- К 00 л.
Метанол - бесцветная, сильно ядовитая и легковоспламеняющая-
ся жидкость. К работе с метанолом (получению его. перевозке, хране-
нию и заливке в газопровод) допускаются лица, прошедшие инструк-
таж и проверку знаний о вредности метанола и мерах безопасности при
обращении с ним.
Наряду с метанолом для предупреждения образования гидратов
широко применяют хлористый кальций СаС12. Преимущество СаС12
перед метанолом заключается в меньшей его стоимости, а также в том,
что он не является ядом. Раствор хлористого кальция плотностью
1,29-1,32 г/см3 соответствует температуре замерзания 218-223 К.
Очень важно, чтобы раствор СаС12 не контактировал с воздухом, так
как наличие кислорода в установке приводит к интенсивной коррозии
оборудования. Раствор хлористою кальция в поток (аза вводят с
помощью таких же бачков, что и метанол.
3. Осушка газа - радикальное средство борьбы с гидратами. На
многих промыслах, особенно в первый период эксплуатации, перед
подачей газа в магистральный газопровод по условиям прсчности труб
приходится снижать его давление. В этих случаях весьма эффектив-
ным способом осушки газа является низкотемпературная сепарация.
Этот же метод, но со снижением Температуры с помощью установок
искусственного холода, можно применять на промыслах, на которых
перепад давлений на устье скважины и на входе в газопровод уже не
обеспечивает необходимого охлаждения газа за счет дросселирования.
188
Но экономически целесоооразными чаще оказываются другие методы
осушки различными поглотителями влаги (твердыми и жидкими).
В качестве твердого поглотителя влаги применяют активную
окись алюминия, в частности боксит А1303, хлористый кальций в
твердом виде, цеолип г.
Боксит активизируется в течение 3 ч при температуре 633 К без
доступа воздуха, имеет поглотительную способность 6,4 % по массе. Им
можно осушить газ практически до сухого состояния: при температу-
ре 293 К и давлении 0,1 МПа влагосодержание газа становится равным
0,0! 7 г/м3, что соответствует точке росы 208 К. В промышленных
условиях остаточное содержание влаги в газе доводится в среднем до
0,016 г/м3, что соответствует точке росы 247 К. Боксит - зернистый
материал диаметром 2-4 мм; насыпная масса его 800 кг/м3. Поглоти-
тельная способность боксита не зависит от давления. Расход газа при
прохождении через адсорбер с бокситовой загрузкой 0,13-0,25 м3/с.
Продолжительность работы бокситовой загрузки (при работе на погло-
щение не более 5-6 %) больше одного иода.
Влажный газ поступает в адсорбер, где он проходит через слой
зерен боксита снизу вверх. После определенного промежутка времени
(в зависимости от загрузки и расхода газа), Ьбычно равного 12-16 ч,
адсорбер отключают и переводят на регенерацию, а газ направляют в
другой адсорбер.
Регенерацию боксита проводят следующим образом. Определенное
количество газа, требуемое для регенерации боксита, отводят из
линии сухого газа в коммуникацию регенерационной системы для ее
заполнения через регулятор давления, снижающий давление газа
почти до атмосферного. Газодувкой, развивающей давление не выше
4 кПа, газ подается в подогреватель, где нагревается до температуры
450-470 К, затем поступает в адсорбер, поставленный нь регенерацию.
Из адсорбера насыщенный влагой газ поступает в холодильник, затем
в сепаратор, где от него отделяется влага, поглощенная в адсорбере.
Из сепаратора газодувкой газ обратно подается в подогреваемый
адсорбер. В результате нескольких повторных циклов цгекачки
горячего газа боксит осушается и становится снова способным пог-
лощать влагу из газа. Процесс восстановления длится 6-7 ч. После
восстановления боксита адсорбер необходимо охладить. Время охлаж-
дения около 8 ч.
Количество загружаемого боксита в адсорбер G определяют из
уравнения материального баланса
_ Qyt
24а ’
где Q - суточная пропускная способность адсорбера по газу; ф -
разность влагосодержаний в газе на входе и выходе из адсорбера; t -
189
продолжительность цикла поглощения; и - расчетная поглотительная
способность боксита, равная 0,05 (т.е. 5 %).
В качестве жидких поглотителей влаги наибольшее распростране-
ние получили диэгиленгликоль и гриэтиленгликоль. ДЭГ представляет
собой неполный эфир этиленгликоля. Это бесцветная жидкость моле-
кулярной массой 106,12, относительной плотностью по воде 1,117, тем-
пературой кипения при атмосферном давлении 51 & К. ДЭГ при доста-
точно большой концентрации в растворе (95-98%) способен понизить
точку росы на 25-34 К.
В связи с разработкой более глубоких газовых месторождений,
температура газа которых достаточно большая и в летнее время почти
не понижается в коммуникациях до газоосушительной установки,
потребовался более сильный реагент ТЭГ. Молекулярная масса его
150,17, относительная плотность по воде 1,125. ТЭГ способен понизить
точку росы на 40-50 К.
Вследствие низкого давления насыщенных паров потери поглоти-
телей незначительны и не превышают 5-15 г на 1000 м3 газа. Недостат-
ком концентрированных растворов ТЭГ является их способность
поглощать тяжелые углеводороды в значительных количествах.
Поэтому при осушке газов с большим содержанием тяжелых углеводо-
родов приходится применять растворы ТЭГ пониженной концентра-
ции. Естественно, при этом снижается интенсивность осушки.
ДЭГ и ТЭГ хорошо смешиваются с водой, неагрессивны, недороги,
поэтому нашли широкое применение в процессах осушки. Обычно
степень осушки газа жидкими поглотителями должна обеспечить
точку росы осушенного газа не менее чем на 3*5 К ниже минимально
возможной температуры в газопроводе (при максимальном давлении в
газопроводе).
Рис. 10.5. Схема осушки жидкими поглотителями
190
Необходимая концентрация раствора-поглотителя (ДЭГ или ТЭГ), а
также режим работы регенерационного цикла определяют расчетом в
зависимости от температуры осушаемого газа и требуемой точки росы.
При этом необходимо учитывать, что насыщение раствора-поглотителя
не должно превышать 2,5 %.
Принципиальная технологическая схема установки осушки жид-
ким поглотителем приведена на рис- 10.5. Газ, идущий с газового
промысла, пройдя установку пылеуловителей и пункт замера, по газо-
проводу 1 поступает в абсорбер 2. Сначала газ идет в нижнюю, скруб-
берную секцию, где очищается, главным образом, от взвешенных
частиц жидкости и оставшихся механических примесей и, проходя
через пять-десять тарелок, поднимается вверх. Навстречу потоку газа
через тарелки течет 95-97 %-ный раствор ДЭГ (или ТЭГ), вводимый в
абсорбер насосом 8 по трубопроводу 5. Осушенный при контакте с
раствором газ проходит через верхнюю скрубберную насадку, где
освобождается от захваченных капель раствора и по трубопроводу 3
направляется в магистральный газопровод. Раствор, получивший при
прохождении через тарелки 2-2,5 % влаги, с нижней глухой тарелки
абсорбера направляется в теплообменник 4, где нагревается встречным
потоком регенерированного раствора. Затем он посту пает в выветрива*
тель 6, где освобождается от неконденсирующихся газов, и через
теплообменник 10 идет в выпарную колонну (десорбер) 11, где прово-
дится регенерация рас? вора. В выпарной колонне раствор стекает по
тарелкам вниз (число тарелок 16-20) и нагревается встречными
парами воды и ДЭГ. Для окончательного выделения влаги раствор
поступает в испаритель 13, из нижней части которого насосом 12 реге-
нерированный ДЭГ прокачивается через теплообменник 10 и 4, где
«дает теплоту встречному потоку насыщенного влагой раствора. Затем
для более глубокого охлаждения раствор через холодильник 7 подает-
ся в промежуточную емкость 9, откуда насосом 8 опять закачивает^ в
абсорбер. На этом круговой цикл движения раствора заканчивается.
Водяной пар из десорбера попадает в конденсатор 14, где основная
часть его конденсируется и подается в емкость для конденсата 15. Из
этой емкости газ отсасывается вакуум-насосом и направляется на
укигание. Часть полученной воды, содержащей ДЭГ (рефлюкс), подает-
ся в верхнюю часть колонны насосом 15 для понижения температуры
ia орошение), что способствует лучшей конденсации паров ДЭГ и
Сокращает потери его.
Уровень раствора ДЭГ в абсорбере и десорбере поддерживается
(втоматически регуляторами уровня.
§ 55. Очистка газа от механических примесей
Очистку газа от механических примесей осуществляют для пре
дотвращения загрязнений и эрозии линейной части газопроводов и
оборудования КС, ГРС и потребителей. Аппараты по очистке газа уста
навпивают на входе в КС и ГРС. Они представлены различными конст
рукциями, работающими по принципу сухих или мокрых фильтров. На
многих действующих газопроводах установлены вертикальные масля
ные пылеуловители диаметром 600, 1000, 1600, 2дп0 мм. На ГРС боль-
шей частью используют пылеуловители диаметром до 1600 мм на
рабочее давление 6,4 МПа и диаметром 2400 мм на рабочее давление
5,5 МПа. На малых ГРС устанавливают горизонтальные висциновье
пылеуловители.
Масляный пылеуловитель представляет собой вертикальны!
цилиндрический сосуд со сферическими днищами (рис. 10.6). Пылеуло
витель состоит из трех секций: нижней промывочной А (от нижне!•,
днища до перегородки 5), в которой все время поддерживают постоян
ный уровень масла; средней осадительной F (от перегородки 5 дс
перегородки 6), где газ освобождается от крупных частиц маслс
верхней отбойной (скрубберной) секции В (от перегородки 6 до верх
него днища), где происходит окончательная очистка газа от масла.
Пылеуловитель работает следующим образом. Газ через газопод
водящий патрубок 10, ударяясь о козырек 9, входит в пылеуловитель;
благодаря резкому снижению скорости газа из него под действием
инерционных сил и сил тяжести выпадают и осаждаются в масле
наиболее крупные частицы механических примесей, пыли и жидкости
Далее газ поступает в контактные трубки 4, торцы которых находяти
от ’’зеркала” жидкости (соляровое масло) на расстоянии 25-50 мм
►пагодаря такому малому зазору в контактные трубки потоком газа
Рис. 10.6. Вгртипадьиь’ч магрякыи пылеу попитеш.
192
вовлекается значительное количество промывочной жидкости, кото-
рая обволакивает взвешенные, оставшиеся в газе частицы пыли. Газ
’’промывается** и поступает в осадительную секцию, в которой ско-
рость газа опять резко снижается. При этом из газового потока выпа-
дают частицы промывочной жидкости вместе с механическими приме-
сями и по дренажным трубкам 11 стекают вниз. Легкие же частицы
жидкости и пыли газовым потоком уносятся в верхнюю скрубберную
секцию В, которая состоит из десяти рядов перегородок 8, расположен-
ных в шахматном порядке. Проходя в лабиринте перегородок и уда-
ряясь о них, газ совершает много поворотов, .благодаря чему частицы
промывочной жидкости осаждаются на перегородках 8 и затем стекают
на дно скрубберной секции, откуда по дренажным трубкам 11 спус-
каются в нижнюю части пылеуловителя.
Очищенный газ через газоотводящий патрубок 7 поступает в
газопровод.
Осевший на дно пылеуловителя шлцк периодически (через 2-
3 мес) удаляют через люк 12. Осевшее внизу загрязненное масло
продувкой через трубку 1 удаляют в маслоотстойник. Взамен загряз-
ненного масла в пылеуловитель по трубе 2 доливают до заданного
уровня свежее очищенное масло (из специальной емкости - аккуму-
лятора масла или из отстойника). В зимний период продувку проводят
не реже одного раза в сутки или по мере подъема уровня масла (когда
уровень масла поднимается выше нормального быстрее, чем за 24 ч).
Контроль за уровнем масла ведут по указателю уровня 3. Полную
очистку пылеуловителя проводят через люк три-четыре раза в год.
В состав установки для очистки газа от механических примесей
кроме группы масляных пылеуловителей входят отстойники, предназ-
наченные для отстоя отработанного масла с целью повторного его
использования. Масляный аккумулятор предназначен для заправки
пылеуловителей свежим маслом. Подача масла из аккумулятора
осуществляется самотеком за счет разности высотных отметок; при
этом давление в аккумуляторе и пылеуловителе предварительно
выравнивают открыванием крана на специальной уравнительной
[(газовой) линии и после этого открывают кран на маслопроводе от
!аккумулятора к пылеуловителю. В пылеуловитель диаметром 2400 мм
заливают 1,5-2 т масла. Унос масла (безвозвратные потери) допускает-
ся не более 25 г на 1000 к? газа. Вместимости аккумулятора и отстой-
ников принимаются равными вместимости одного пылеуловителя по
маслу.
Диаметр и число пылеуловителей определяют расчетом, исходя из
нормальных условий их работы, проектной пропускной способности
газопровода, скорости газа в пылеуловителе и необходимости перио-
дического отключения одного из них на ремонт. При отключении
одного из пылеуловителей допускается кратковременная перегрузка
оставшихся не более, чем на 33 %. 193
Установки масляных пылеуловителей сооружают на всех КС на
открытых площадках перед входом газа в компрессорный цех.
Пропускная способность вертикальных масляных пылеуловителей
при заданном давлении ограничивается скоростью газа в контактных
трубках, которая не должна превышать скорости их ’’захлебывания”
(1-3 м/с). Масса и размеры этих пылеуловителей велики Поэтому для
уменьшения расхода металла и габаритов разработаны конструкции
горизонтальных и сферических жидкостных пылеуловителей и цент-
робежных циклонных пылеуловителей. В горизонтальных и сферичес
ких пылеуловителях используют барботажный принцип промывки
газа.
Циклонные пылеуловители устанавливаку ня современных мош
ных газовых магистралях. Очистка газа в них происходит за счет от-
брасывания центробежной силой к периферии капельной влаги и твер-
дых частиц. Отсепарированная влага и твердые частицы осаждаются по
дренажному конусу циклона в нижнюю часть аппарата, откуда уда-
ляются через дренажный штуцер
§ 56. Очистка газа от сероводорода и углекислого газа
Сероводород H,s - примесь природного газа. При нормальных
физических условиях он представляет собой газ плотностью
1,521 кг/ь?, относительной плотностью по воздуху 1,176, т.е. скапли-
вается в нижней рабочей части помещений. Предельно допустимое
содержание сероводорода в газе, используемом для бытовых нужд,
составляет 0,02 мг/л. Этой же нормы придерживаются при очистке
природного газа перед транспортом по трубопроводам.
Для очистки газа от H,s применяют твердые и жидкие поглотите
ли. К твердым относятся гидрат окиси железа, содержащийся в болот-
ной руде, активированный уголь. Из мокрых методов очистки, в
которых используют жидкие поглотители, чаще всего применяют
этаноламиновый и мышьяково-содовый методы. По технико-экономи-
ческим соображениям содержание СО, в транспортируемом газе не
должно превышать 2 %. Очистку газа от CQ можно проводить с по-
мощью воды под давлением, в которой углекислый газ хорошо раство-
ряется, а также этаноламиновым и карбонатным способами
Наиболее распространенным способом совместной очистки газа от
сероводорода и углекислого газа является этаноламиновый способ,
основанный на использовании в качестве поглотителей H,S и СО,
водных растворов моноэтаноламина (МЭЛ), диэтаноламина (ДЭА) и
триэтаноламина (ТЭА). Все они представляют собой вещества несколь-
ко тяжелее воды с температурой кипения при атмосферном давлении
соответственно МЭА 445 К, ДЭА 541 К, ТЭА 550 К (при атмосферном
давлении ТЭА разлагается ниже температуры кипения).
194
Реакции взаимодействия, например, МЭА с HaS и СОа протекают
следующим образом.
2CaH5ONHa + HaS (<CaH80NHa)Ha]aS;
2CaHsONHa + НаО + СОа - [(CaHsONHa)H]aCO3.
В зависимости от температуры реакции протекают в ту или другую
Технологическая схема очистки газа от HaS и СОа практически
мало отличается от изображенной на рис. 10.5, только вместо раствора
ДЭГ (ТЭГ) циркулирует раствор этаноламина-
Газы HaS и СОа из выпарной колонны идут на дальнейшую перера-
ботку для получения серы, серной кислоты или сжигаются, если эконо-
мически нецелесообразно их утилизировать.
Этаноламиновый раствор не корродирует сталь и железо. Кроме
того, вследствие щелочности раствора коррозионное воздействие HaS
снижается и становится практически столь незначительным, что
вполне возможно для всех частиц установки применять низкоугле-
водную сталь и чугун, а не специальные сплавы.
Этаноламиновые газоочистные установки работают автоматичес-
ки, режим регулируется контрольно-измерительными приборами.
Степень очистки выше 99 %.
Основными достоинствами этого способа очистки являются высо-
кая степень очистки вследствие большой поглотительной способности
раствора; легкая регенерируемость раствора; незначительные потери
реагента из-за небольшого давления насыщенных паров раствора;
компактность установки, небольшой расход воды и электроэнергии.
Недостаток этого процесса - сравнительно большой расход пара.
57. Одоризация газа
Природный газ, очищенный от HaS, не имеет ни запаха, ни цвета,
оэтому обнаружить утечку его довольно трудно. Чтобы обеспечить
езопасность транспорта и использования газа, его одорируют, т.е.
ридают ему специфический (чаще неприятный) запах. Для этой цели
газ вводят специальные добавки - одоранты.
Реагенты, используемые для одоризации горючих газов, должны
Эладать следующими свойствами: сильный (даже при малых концент-
зциях), резкий и достаточно характерный запах, отличающийся от
ругих запахов, возможных в жилых и других помещениях; физиоло-
«ческая безвредность при тех концентрациях, которые нужны для
)здания ощутимого запаха; не агрессивное действие на металлы и
атериалы газовых сетей и приборов, с которыми приходит в сопри-
основение одорированный газ; небольшая растворимость в воде и
ругих жидкостях, способных конденсироваться в газопроводе (газо-
193
вый бензин, конденсат); достаточно высокое давление насыщенных
паров; не должны слишком сильно поглощаться почвой.
Кроме того, реагенты не должны создавать стойкий, медленно
исчезающий запах в помещениях, а продукты сгорания их не должны
заметно ухудшать санитарно-гигиенические условия в кухнях и
других помещениях, где газ.сжигается открытым пЛаменем, т.е. без
отвода продуктов сгорания в дымовые трубы и каналы.
Реагенты не должны быть слишком дорогими и дефицитными.
Изложенным требованиям в значительной мере удовлетворяют
следующие вещества: этилмеркаптан, сульфан, метилмеркаптан,
пропилмеркаптан, изопропилмеркаптан, калододант, пенталарм и
каптан.
В газовой промышленности в качестве одоронта наиболее широко
применяют этилмеркаптан. Удельный расход одоранта зависит от его
качества, нижнего предела взрываемости одорируемого газа, токсич-
ности газа, клима1ических условий и др.
Запах одоранта, содержащегося в газе, должен ощущаться челове-
ком с нормальным обонянием при объемном содержании газа в возду-
хе помещений, не превышающим 1/5 нижнего предела взрываемости
(сигнальная норма). Из этих соображений подсчитана средняя норма
расхода этилмеркаптана - 16 г на 1000 м3 газа. Обычно летом расход
одоранта бывает примерно в два раза меньше, чем зимой.
Так как концентрация одоранта в газе должна все время соот-
ветствовать норме, одоризационная установка должна обеспечивать
подачу в газопровод одоранта пропорционально расходу протекающе-
го газа. В настоящее время для ввода одоранта в газопровод приме-
няют барботажные и капельные установки.
Барботажная одоризационная установка работает по принципу
полного насыщения части отведенного газа парами одоранта в барбо-
тажной камере. Расход через барботажную камеру определяют из
условия, чтобы после смешения одорированного и неодорированного
потоков газа получалась необходимая норма одоризации для всего
транзитного газа.
В капельном одоризаторе одорант вводится в виде капель или
тонкой струи.
Одоранты являются легкоиспаряющимися горючими жидкостями,
причем их пары мог ут образовывать с воздухом взрывоопасные смеси.
Поэтому помещения, в которых монтируют одоризационные установ-
ки, относятся к категории взрыво- и пожароопасных. Они должны быть
изолированы от других помещений и иметь отдельный вход.
Одоризацию газа следует проводить на головных сооружениях. На
ГРС содержания одоранта в газе доводят до установленной нормы, так
как по мере удаления газа от головных сооружений (от начала газо-
провода) степень одоризации его уменьшается вследствие реакции
196
одоранта с окислами металла на внутренней поверхности трубы.
Однако, если по трассе газ отбирают для химических производств, то
вводить в него одорант на головных сооружениях не разрешается. В
этих случаях одоризацию газа проводят только н^ ГРС.
Контрольные вопросы
1. Требования к перекачиваемым нефти, нефтепродуктам и газу.
2. Способы обезвоживания и обессоливания нефти.
3. Условия образования гидратов.
4. Способы предупреждения образования и ликвидации гидратов.
5. Способы осушки газа.
6. Очистка газа от механических примесей.
7. Способ очистки газа от сероводорода и углекислого газа.
8. Необходимость одоризации газа. Требования к одорантам. Одоризсционные
к установки.
Глава 11. ПРОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ
НА ПРОЧНОСТЬ
§ 58. Характеристика трубных сталей
Расчет по предельным состояниям
Трубы для магистральных трубопроводов изготовляют из малоуг-
леродистых и низколегированных сталей. По способу изготовления
трубы подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и •
сварные со спиральным швом. Для трубопроводов условным диамет-
ром Оу до 400 мм применяют стальные бесшовные горячекатанные
трубы из малоуглеродистых и легированных сталей, а для труб боль-
шего диаметра — сварные прямо- и спиральношовные (Инструкция по
применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности,
изд. ВНИИгаз, 1983).
Выбор типов труб, их конструкция и материал для магистральных
трубопроводов должны удовлетворять требованиям стандартов
строительных норм и отраслевым техническим условиям. Так, для
сталей труб, применяемых для магистральных трубопроводов, отноше-
ние предела текучести от к временному сопротивлению ов для угле-
родистых сиалей не более 0,75 и для низколегированных не более 0,8.
Овальность труб не должна превышать 1 % от Оу, кривизна труб не
более 1,5 мм на 1 м длины трубы. Трубы должны иметь на концах
кромки, подпловленные под сварку. Сварные швы должны быть
равнопрочными с основным металлом грубы. Не допускается приме-
нять спиральношовные трубы для участков трубопроводов категории
В а также для участков, примыкающих к площадкам газоперерабаты-
вающих заводов, компрессорных, нефтеперекачивающих, тепловых,
197
Таблица 11.1
Механические характеристики трубных сталей
Марка стали Предел прочнос- ти Од, МПа Предел текучести от, МПа Условный диаметр труб Dy. мм Толщина стенок, мм Конструкция трубы
08Г2ФЮ 550 420 1200-1400 16-27 Прямошовные
09Г2СФ 590 440 1200 16-28 Многослойные обечаечные
09Г2ФБ 550 410 1200-1400 14,5-26 Прямо- и спи- ральношовные
10Г2ФБ 590 460 500-1400 7-22 Тоже
13Г2АФ 530 360 1200 11-17 Прямошо! ные
15Г2АФ 550 410 1206-1400 17—2Ь То же
17Г1С-У 500 360 500-1400 7-21 Прямошовные
17Г2СФ 590 410 800-1400 7-21 Спиральношов- ные
Ст2сп 330 210 До 800 До 30 Прямо- и спи- ральношовные,
Ст4сп 420 300 До 800 До 30 бесшовные; горячекатанные
Наливных № газораспределительных станций, узлам подключения,
приема и пуска очистных устройств, для гнутых вставок.
На все трубы, поставляемые для сооружения магистральных
трубопроводов, заводом-изготовителем дается сертификат, свиде-
тельствующий о соответствии требованиям ГОСТ или техническим
условиям (ТУ).
Марки и механические свойства некоторых трубных сталей для
труб диаметром более 500 мм приведены в табл. 11.1.
Трубопровод, уложенный в грунт, как при испытании, так и в
процессе эксплуатации находится под воздействием сил, которые
вызывают сложные напряжения в теле трубы. В результате приложен-
ных внутренних сил и внешних воздействий в теле трубы возникают
следующие напряжения: опр - продольные, оКц - кольцевые, ор-
радиальные (рис. 11.1).
Кольцевые напряжения возникают от внутреннего давления и
определяются по ’’котельной” формуле
°КЦ “ Р^ВН^(2б), (11.1)
где р - внутреннее давление; Овн - внутренний диаметр трубы; б -
толщина стенки трубы.
Продольные напряжения опр возникают за счет внутреннего
давления onpi, изменения температуры тела трубы опв2«а также за счет
198
Pru 11.1. Напряжения в теле трубы
упругого изгиба трубы опрз. Под действием внутреннего давления
продольные напряжения
где ц - коэффициент Пуассона (для сталей принимается равным 0,3).
Если при этом трубопровод может свободно перемещаться в грунте
вдоль своей оси, то
°пр1'°’5ЧП- (1L3)
При изменении температуры тела трубы продольные напряжения
°пр2 можно определить по формуле
опр2 "-аЬ(Т-Ту), (11.4)
где а - коэффициент линейного расширения металла труб, равный
12 • 1(Г6 1/*С; Е - модуль упругости стали при растяжении, сжатии и
изгибе трубы, равный 2,1 • 1(Р МПа; Т - температура трубопровода при
эксплуатации; Ту - температура укладки трубопровода.
За расчетную температуру укладки труб принимают значение
средней температуры воздуха за наиболее холодную пятидневку года,
определяемую в соответствии со СНиП по строительной климатологии
и геофизике, а за расчетную температуру эксплуатации нефтепродук-
топроводов - температуру перекачиваемого нефтепродукта с учетом
теплового взаимодействия с окружающей средой (остановка, перекач-
ка и т.д.).
За расчетную температуру эксплуатации газопроводов принимают:
для подземных газопроводов среднемесячную минимальную
температуру грунта в году на глубине заложения оси трубопровода,
выбираемую в соответствии со СНиП;
для надземных газопроводов температуру окружающего воздуха
|за наиболее холодный период года в течение 5 сут в соответствии со
СНиП по строительной климатологии и геофизике;
199
для газопроводов с охлажденными и сжиженными газами темпера-
туру перекачиваемой жидкости с учетом теплообмена с окружающей
средой;
для воздушных переходов газопроводов температуру подземного
газопровода, если на переходе температура газа нс снижается больше
чем на 5 К и температуру окружающего воздуха за наиболее холодную
пятидневку, если температура газа на переходе падает более чем на
5 К.
Большие продольные напряжения возникают в трубе при ее
холодном упругом изгибе, который является следствием неровностей
рельефа и поворотов трассы d плане. Эти напряжения вычисляют по
формуле
®rq>3 ~ I ^г), (11.5)
где DH - наружный диаметр трубы; г - радиус упругого изгиба, в
соответствии со СНиП Ш-42.80 равный не менее h-UO Dy.
Суммарные продольные напряжения от внутреннего давления,
температурного перепада и упругого изгиба опр для прямолинейных и
упруго-изогнутых участков трубопровода при отсутствии продольных
и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта
определяют по формуле
pDnH EDH
%=ц iF " а£(г" ТУ]±~2Г- (11;6)
Если задано продольное суммарное напряжение опр, то из форму-
лы (11.6) можно найти радиус упругого изгиба г. Вычисленный радиус
упругого изгиба не должен быть меньше допустимого значения
(1000 Dy). Если найденное значение г не отвечает этому условию, то
необходимо изменить d формуле (11.6) исходные данные таким обра-
зом. чтобы г было не меньше 1000 Dy.
Радиальные напряжения ор, обусловленные внутренним давле-
нием, равны по значению давлению, т.е. ор = р. Эю значение обычно
мало и для трубопроводов в расчетах не учитывают.
Цель проверочного расчета - определение tojikihhli стенки трубо-
провода при заданной нагрузке и допустимых усилий, которые может
выдержать данный трубопровод.
Магистральные трубопроводы рассчитывают по методу предель-
ных состояний. Предельным состоянием называется такое, при дости
жении которого нормальная эксплуатация данного трубопровода
становится невозможной.
Подземные магистральные трубопроводы рассчитывают по пер
вому предельному состоянию, т.е. принимают, что максимальные
напряжения от воздействующих нагрузок нс должны превышать
несущей способности металла труб. Несущая способность трубы опре-
200
деляется расчетным сопротивлением металла трубы и сварных сое-
динений.
Прочность трубы будет сохраняться при условии
I (11.7)
' где п - коэффициент надежности по нагрузке (для подземных магист-
ральных трубопроводов л » 1,1 + 1,15): R t - расчетное сопротивление
металла труб растяжению (сжатию), определяемое по формуле
I -R-m/^Кн), (11.8)
где R* = ов - нормативное сопротивление растяжению (сжатию)
металла труб и сварных соединений, равное минимальному значению
временного сопротивления; т - коэффициент условий работы трубо-
провода (для линейных участков т = 0,9; для переходов через водные
преграды, болота, железные и автомобильные' дороги т = 0,9; для
трубопроводов на промплошадках, для переходов нефтепродукто-
проводов с Dy > 1000 мм через водные преграды, для переходов через
болота третьего типа, а также для топливных трубопроводов т = 0,6);
- коэффициент надежности по материалу (для сварных труб из
малоперлитиой и бейнигной стали Kt = 1,34; для бесшовных труб из
катаной или кованой заготовки и для сварных из нормализованной,
термически упрочненной стали Kt = 1,4; для сварных труб из нормали-
зованной и горячекатаной низколегированной стали = 1,47; для
бесшовных и сварных труб из горячекатаной низколегироЕ энной или
углеродистой ста пи 1,55); Кк - коэффициент надежности по
назначению трубопровода, принимаемый в соответствии с табл. 11.2.
В зависимости от способа прокладки трубопровода, доступности
для ремонта, способа зашиты от коррозии и других условий к отдель-
ным участкам трубопровода предъявляют различные требования в
отношении расчета, испытания, проверки на устойчивость и т.д. Поэто-
му магистральные трубопроводы по степени тяжести последствий от
аварий подразделяют на категории (В, I, II, III и IV). В зависимости от
категории принимаю! определенные значения коэффициента условий
работы трубопровода, способ контроля за сварными соединениями и
параметры испытания трубопровода при сдаче его в эксплуатацию
(СНиП 2.05.06-85).
Выражая внутренний диаметр трубы через наружный и толщину
стенки, из формулы (11.7) получаем
х=_прПн
2(пр + RJ
(П-9)
5 при наличии продольных осевых сжимающих напряжений (Опр к <
201
TlCnhua 11.2
Ксвффпамп дсжяоаа Кв по ганачевпо трубопровод*
УСЛОВНЫЙ ЛИ* метр трубопро- ьсда Пу. мм Газопроводы Нефтепродукт проводы
р < 5,4 МПа 5,4 <р< < 7,4 МП* 7.4 < р < < 9,« МП*
500 и менее 1 1 1 1
600-1000 1 1 1.05 1
1200 105 1,05 1.1 1,05
1400 1.05 1.1 1,15 —
< 0) толщину стенки определяем по формуле
g —__________
2(ф,/?, ♦ лр) ’
(11.10)
где ф, - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состоя
ние труб,
(П-11)
Проверку на прочность подземных и наземных в насыпи участке
трубопровода в продольном направлении проводят по условию
|опр^<фа₽х, (11.12)
где фа - коэффициент, у чигывающий двухосное напряженное состо-
ние металла труб при растягивающих продольных напряжениях
(°npW^ И Фа " 1»а ПРИ сжимающих напряжениях (onpjy < 0)
Фа“ /10,75 )’ - 0,5-^, (11.13
где окц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давлены ,
"₽1>Вн
°ки“ j0 (И- '
Значение о^ определяют по формуле
при„и
опр№-а£(Т-Ту) + ц-^.. (Ц.Г1
Для предотвращения недопустимых пластических деформации
Подземных и наземных в насыпи трубопроводов проводят проверку п
условию
(11-1
202
е опр определяют формулой (116);
тИ"
(”-1П
R" от - минимальное значение предела текучести; фэ - коэффи-
иент. учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб;
три растягивающих продольных напряжениях (опр > 0) ф3 1, а при
снижающих (опр < 0)
| Фз " - 0,5 , (11.18)
где окц1 - кольцевое напряжение от рабочего давления, определяемое
ПО формуле (11-14) при л 1.
Для подземных участков трубопроводов, компенсаторов, трубо-
проводов, проложенных в вечномерзлых грунтах, сейсмических
районах проверку их прочности и устойчивости проводят в соответст-
вии со СНиП 2.05.06- 85.
f 59. Трубопровод с переменной толщиной стенки
Напряжения в материале трубы зависят от давления и уменьшают-
ся с его понижением. Давление в трубопроводе падает по длине пере-
гона от максимального значения на выходе из насосной станции до
|В1Нима.1ьногэ значения в конце перегона. Таким образом, при пос-
тоянной толщине стенки трубы по длине перегона, на "ыходе из насос-
ной стчнции материал трубопровода работает с напряжением, близким
к предельно допустимому, т.е. несущая способность трубы использует-
ся практически полностью, а на некотором расстоянии от насосной
Станции металл трубы уже недогружен, Поэтому по мере понижения
„звления можно уменьшать и толщину стенки трубопровода, т.е.
сооружать трубопровод с переменной толщиной стенки по длине.
[ Так как трубы выпускают в соответствии с ГОСТ, то уменьшать
эолшинч стенки нефтепровода можно только ступенчато. Число ступе-
ней (участков труб с разной толщиной) для каждого перегона не
Должно быть более трех (обычно принимают равным трем).
Размещение труб с различными толщинами стенок по длине трассы
Трубопровода называется раскладкой труб
[ Для определения местоположения труб с различной толщиной
Стенки можно использован графический метод. Паление давления по
длине трубопровода в соответствии с законами гидравлики характери-
зуется прямой линией, которая должна соответствовать минимально-
му расходу перекачиваемой жидкости. Эта пиния должна учитывать
Вал тчие лупингов (если они включаются в работу), сбросов и подкачек
По длине трассы (если они имеются).
203
Пусть падение напора plpg в трубопроводе изображается ломаной
линией AMN (рис. 11.2). При этом на участке AM проложена одиночна,-
труба, на участке MN проложен лупинг или в точке М имеется сброс.
Эта линия называется эпюрой напоров, а расстояние между линией
AMN и профилем трассы трубопровода есть остаточный напор. Изме-
рим расстояние Nn в конце перегона. Вычислим давление р2 PghK и
по формулам (11.9) и (11.10) определим толщину стенки трубы б3.
Округлив полученное значение в большую сторону до ближайше! с
значения по ГОСТ, получим минимальную толщину стенки. Аналогии
ным образом определим толщину стенки б, для давления р± - pg/i„
Между этими двумя толщинами 6t и б3 выберем некоторое средне
значение ба в соответствии с ГОСТ Затем определим напоры Л,, h3 и
Ьэ, которые выдерживает труба с соответствующими толщина! и
стенок, и от точки А отложим их по вертикали вниз, получим точки
2, /.От этих точек проведем эквидистантные линии падения напоре
точках пересечения этих линий с профилем будем иметь соответствую-
щие напоры. Выше этих линий на профиле трассы напор будет меньше
Следовательно на участке трассы етп трубопровод может иметь
минимальную толщину стенки б3. На участках Ьс и de толщина стенки
трубы должна быть ба, а на участках ab, eg, fd- 6V
На некоторых участках трассы давление в трубопроводе може]
достигать наибольшего значения (см. рис. 11-2, точка В, с координат^
а0), равного (p/pg)mtx. Такое давление может иметь место в мест-1*
пересечения трубопроводом глубоких впадин (пойм рек, долин-
каньонов и т.д.). Давление в этом месте превышает величину р,-
поэтому толщина стенки трубы на длине от точки g то точки f должна
отвечать давлению рт<< и быть больше б,.
Вопрос о важности и целесообразности применения труб с переме*1
204
1
юй толщиной стенки при проектировании магистральных трубопро-
водов необходимо всесторонне рассматривать с учетом не только
кономических показателе^ при строительстве, но и возможном
юследуюшем изменении грузопотоков и направлений перекачки.
Трименение труб с переменной толщиной стенки позволяет получить
[вльшую экономию металла и значительно удешевить строительство
рубопроводов. Но по такому трубопроводу невозможно проводить
перекачку в обратном направлении при давлении, превышающем
Минимальное р3, на которое рассчитаны трубы на концевом участке
Орегона (толщина стенки б3 = 6mjn). Для таких трубопроводов также
Мвльзя увеличивать пропускную способность установкой дополни-
(ельных промежуточных станций.
I Для магистральных газопроводов степень падения давления на
перегоне между компрессорными станциями не превышает 1,5. Кроме
лого, при остановках перекачки по газопроводу, давление на перего-
не быстро выравнивается за счет перемещения газа и становится
равным среднему давлению при работе газопровода- Отсюда сле-
дует, что разница между начальным давлением (сразу после КС) и
онечным (перед КС) несущественна. Поэтому толщина стенки газо-
ода рассчитывают по максимальному рабочему давлению (с
ффициентом запаса) и принимают одинаковой по всей его длине за
ключением переходов и других искусственных сооружений.
нтролъные вопросы
1. Определение толщины стенок трубы.
2. Проверка на суммарное воздействие напряжении.
3. Трубопровод с переменной толщиной стенки.
а 12. ВОССТАНОВЛЕНИЕ РАБОТОСПОСОБНОСТИ
1СТРАЛЫ1ЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
I. Очистка трубопровода от отложений
В перекачиваемых нефтях и нефтепродуктах в малых количествах
держатся механические примеси, растворенный или в кристаллах
рафин, асфальто-смолистые вещества, церезины, карбены, карбоиды.
и перекачке по трубопроводу перечисленные вещества при опреде-
Вных условиях осаждаются на стенках труб. Частицы парафина,
шиваясь с асфальто-смолистыми веществами, церезинами, механи-
гкими примесями, водой, содержащимися в нефти, образуют отло-
мил. По составу это сложная многокомпонентная среда, включаю-
твердую и жидкую фазы. Для многих нефтепроводов содержание
% по массе) компонентов следующие: парафин 10-60, асфальтены
205
Рис. 1X1. Конструктивная иеш скребка.
1 — щеткодержатель; 2 — пружина, 3 — щетка
1-20, смолы 5-35, механические примеси до 5, вода до 20. Лапт
отложения представляют собой плотную (р 0,92 + 1,14 т/м3), прочную,
трудно смываемую массу, осевшую на внутренних стенках трубопро-
водов, что естественно уменьшает его живое сечение и приводит к
снижению пропускной способности трубопровода или значительном
повышению энергозатрат на перекачку. Лаже у продуктопровод
(перекачка дизельного топлива, реактивного топлива, керосина и т.д.
при их длительной эксплуатации наблюдается снижение пропуски^ г
способности из-за засорения трубопровода механическими примесям?
как правило, продуктами коррозии оборудования и труб.
Для восстановления пропускной способности трубопровс io
периодически необходимо очищать его внутреннюю полость от отложе
ний. Для этой цели применяют механические скребки различие,
конструкции. Очистные устройства (скребки) должны: сохрани й
эффективность при прохождении больших расстояний по трубопро
ду, т.е. быть износостойкими, обладать хорошей проходимостью черс
задвижки, колена, косые стыки, а также должны быть просты пг
конструкции и дешевы. Скребок для очистки трубопровод
(рис. 12.1) состоит из узла прижатия щеток к стенкам трубы, у
крепления манжет и вала. Щетки 3 скребка прижимаются к внутр
ней стенке трубы пружиной 2 через систему рычагов, куда вхс 4
опорная шайба и щеткодержатели /, шарнирно соединенные межл
собой при помощи болтов. Узел крепления манжет состоит из двУ
конусных дисков, к которым присоединяются манжеты. Диам г
манжет превышает внутренний диаметр трубы на 35-40 мм, что об'”1
печивает плотное прижатие их к стенке трубы и компенсирует изь-
Щетки устанавливают в несколько рядов и изготовляют из сталией
проволоки. Последующие ряды щеток повернуты относительно пг
206
шествующих рядов таким образом, чтобы перекрыть свободные
участки периметра трубопровода предыдущего ряда.
Манжеты и щеткодержатели могут сжиматься при прохождении
через сужения трубопровода и различные препятствия, что обеспечи-
вает высокую проходимость скребка. Манжеты изготовляют такой
формы, чтобы предотвращалось их выворачивание при большом
перепаде давления.
При движении скребка по трубопроводу перед ним накапливается
значительное количество срезанных отложений. Если расстояние
между насосными станциями велико и на стенках труб имеется значи-
тельное количество отложений, то скребок с грязью может и не дойти
до следующей станции из-за резкого увеличения сопротивления. Для
предупреждения таких остановок можно проводить частичный сброс
грязепарафиновых отложений в специальные котловины на участке
между станциями. При регулярном спуске скребков они, как правило,
проходят без остановок весь перегон между насосными станциями.
Конструкций скребков имеется множество: поршневые, дисковые,
манжетные, шаровые, комбинированные и др.
I Для приема и пуска скребка на перекачивающих станциях соору-
жают специальные камеры, конструктивно схожие с камерами приема
И запуска разделителей (см. рис- 6.7). Так как скребок гонит перед
бой большое количество грязи и отложений, то объемы приемных
амер делаются существенно больше в сравнении с последовательной
Врекачкой.
' 61. Аварии на трубопроводах, их обнаружение и ликвидация
Аварии происходят по многим причинам, от коррозионных разру-
шений (внутренняя или внешняя коррозия) при перекачке агрессив-
ных жидкостей или при нарушении целостности внешнего изоляцион
юго покрытия; от высоких температурных напряжений, превышаю-
4их предел прочности металла труб; от нагрузок, превышающих
допустимые (например, при размыве грунта под трубопроводом на
переходах рек, при возникновении оползней, карстовых провалов и
•р.). Основное количество сквозных отверстий (48-52 % от всех
аварийных ситуаций на трубопроводах) возникает в результате дейст-
о» коррозии. В настоящее время магистральные трубопроводы сдают
^Эксплуатацию с устройствами противокоррозионной защиты- Однако
11 в этом случае, по мере старения объектов, число коррозионных
Нарушений достаточно велико.
I Методы обнаружения утечек из трубопроводов базируются на
«явлении прямых и косвенных признаков, таких как появление
’♦фтепродукта вблизи трубопровода в грунте или на поверхности
Нули, изменение технологических параметров перекачки, нарушение
•породности (целостности) металла труб и т д
Устройства для обнаружения утечек можно разделить на два
вида - непосредственного и косвенного действия. Устройства непос
редственного действия реагируют на появление транспортируемой
жидкости в грунте или на его поверхности. Устройства косвенногс
действия реагируют на изменение давления в трубопроводе, темпера
туры грунта под действием вытекшего нефтепродукта, электрическое
емкости и др. Все эти устройства позволяют быстро находить крупные
утечки. Для выявления небольших утечек устройства косвенногс
действия мало пригодны, поэтому чаще всего применяют комбинации
систем непосредственного и косвенного действия.
Утечки нефтепродукта можно определять с помощью устройств и
приборов, перемещающихся как внутри трубопровода (внутренни
контроль), так и снаружи (внешний контроль). В последнем случае
устройства могут быть стационарными.
Внешний контроль проводят визуально или с помощью приборов
Визуальный контроль трубопровода осуществляют при облете (объел
де, обходе) трассы. Он позволяет обнаружить только крупные аварии,
когда перекачиваемый нефтепродукт выходит на поверхность земл>
или воды. В качестве приборов внешнего контроля применяют разли<
ные датчики акустического, газового, теплового типов, которые
перемешаются вдоль трассы трубопровода. К этому же типу контрог
относятся: сравнение расхода нефтепродукта на входе и выходе из
трубопровода, регистрация изменения давления, регистрация neper
рузки электродвигателя и др. Внутренний контроль (приборы перем!
щаются внутри трубопровода) проводят с помощью акустических
электромагнитных, ультразвуковых и других приборов, а также
помощью радиоактивных, газовых или жидких трассеров.
Наиболее просто обнаруживают крупные утечки перекачиваемо*
нефтепродукта при полных или частичных разрывах трубопровод
путем построений линий падения давления и измерения расхода. Пр
полном разрыве трубопровода (рис 12.2) нефтепродукт не б уде.
поступать на конечный пункт В, а на перекачивающей станции Л
давление, на выходе со станции упадет от pi до ра . Прямая / характ
ризует нормальную перекачку, а прямая 2 ~ аварийную ситуаци
Утечка будет в точке С- Естественно, что перекачку немедленно ост
навливают, аварийный участок отключают двумя ближайшими лине
ними задвижками, а затем приступают к ликвидации аварии. Ес
разрыв трубопровода неполный и часть закачиваемого нефтепродук »
поступает к концу перегона В, то место аварийной утечки С опред₽
ляют следующим образом (рис. 12.3). Прямая падения давления
характеризует нормальную перекачку (до возникновения аварии). П]
появлении утечки нефтепродукта давление на выходе из насосн
снизится от до . Измерив расход на насосной станции и в кон
перегона, определим по формуле Дарси - Вейсбаха гидравлическ
208
гклоны. Проведя под заданным углом прямые падения давления2 иЗ,
на их пересечении находим примерное положение места утечки (точка
С). Однако этот способ весьма неточен и его применение возможно
(лишь при достаточно большом дисбалансе расходов.
Способ можно несколько улучшить (повысить точность), если
закрыть концевую задвижку В на перегоне, а насосную станцию А,
оборудованную центробежными насосами, не выключать. В результате
Получим график падения давления (рис. 12.4), по которому достаточно
Просто и с меньшей погрешностью определяется место утечки х и
Жодичество вытекшего нефтепродукта О по измеренным значениям
р и р и гидравлическому уклону на участке /. Малые аварийные
течки таким способом определить нельзя.
При появлении утечки из подземного трубопровода около отверс-
тия под воздействием струи жидкости возникают акустические коле-
бания в грунте, которые можно улавливать с поверхности грунта спе-
шнальными приборами. Если перекачиваемый нефтепродукт имеет
Отличную от окружающей среды температуру, то для контроля за
•Течками можно применить инфракрасную термографию, основанную
lie измерении тепловой радиации. Иногда для определения места
209
утечки применяют газоанализаторы, улавливающие с поверхности
груша пары перекачиваемой жидкости. Во всех случаях приборы
контроля устанавливают на транспорте, перемещающемся по трассе
трубопровода. Ширина обследуемой полосы должн быть не менее
ширины траншеи.
Иногда для определения места утечки применяют радиоактивные
вещества или меченые атомы (трассеры - натрии-24, кобальт-60 и др.).
В месте утечки радиоактивный pan вор попадает в грунт. Измеряя
радиоактивность грунта с поверхности земли детекторами, переме-
щающимися вдоль грассы трубопровода, находят место утечки,
Применяют также внутренний контрол] за состоянием стенок
трубопровода. Для этого используют самоходные тележки, оборудо-
ванные счетчиками пройденного пути и устройпвами для регистрации
на пленке состояния внутренней поверхности трубы. Состояние стенки
анализируют с помощью гамма-лучей, рентгеновских лучей, ультра-
звука, маг нитных полей, вихревых токов и других параметров. Испы-
тания различных детекторов (устройств контроля), движущихся
вместе с потоком жидкости при давлениях перзкачки, показали, что
они могут обнаруживать утечки размером до 4 п/ч с точного ю опреде-
ления места аварии до 20 м.
Из всех приборов наиболее перспективными являются магнито-
метрические. Принцип работы этих приборов основан на регистрации
изменений магнитного поля вследствие изменения толщины стенки
трубопровода. Изменение толщины стенки регистрируется ь пределах
2-3 % от номинальною значения. Контроль за состоянием стенок труб
и возможными утечками проводят без остановки перекачки, и поэто-
му он перспективен как профилактический.
Тележки с приборами конструируют так, чтобы они могли преодо-
левать гнутые вставки радиусом 1,5Оу и двигались со скоростью
4-13 км/ч. Скорость движения тележек регулируют с помощью спе-
циальных устройств, включающих перепускные каналы, тормоза и
гидротурбинки
В качестве профилактического прибора можно применять ультра-
звуковое устройство. В передней части прибора устанавливают генера-
тор улмразвуковых колебаний (приводится в действие от колес
тележки). Ультразвуковой луч, вращаясь вокруг оси трубопровода, с
угловой скоростью пропорциональной скорости движения прибора,
проводит сканирование всей внутренней поверхности трубопровода.
Специальным устройством измеряют внутренний диаметр трубопрово-
да. При наличии внутренних разрушений стенки трубы (каверны, кор-
розионные разрушения и т.д.) они фиксируются измерителем а резуль-
таты записываются на специальную ленту. Запись соотносят с пройден-
ным расстоянием и при расшифровке определяют места возможных
нарушений целостности трубы.
210
Способ ликвидации повреждения зависит от его вида. Если утечка
мала, то теоретически ее можно ликвидировать и без вскрытия трубо-
провода. В этом случае в трубопровод запускают специальное устройст-
во, состоящее из детектора обнаружения утечек и приспособления для
герметизации дефекта. При обнаружении дефекта устройство останав-
ливают. Герметизирующий элемент, освобождаясь с устройства,
плотно прилегает к внутренней поверхности трубы, а тележка с детек-
тором уходит дальше. Герметизирующий элемент выполняют в виде
упругой ленты со специальными мягкими прокладками, пропитан-
ными полимерными композициями, которые со временем полимери-
зуются и образуют достаточно надежное устранение утечки.
Чаще всего для устранения утечки дефектный участок подземного
трубопровода вскрывают. Если повреждение представляет собой
свищ, то в отверстие забивают свинцовую пробку. Затем на это место
накладывают металлическую латку и приваривают ее по всему конту-
ру к трубе. Если пробку применить нельзя, то утечку можно устранить
с помощью специальных хомутсв с эластичными прокладками из
1бензостойкой резины, свинца или фибры. После затяжки хомута его
приваривают к трубе.
При отсутствии давления ремонт можно проводить с помощью
эпоксидной смолы с отвердителем. Для этого применяют мягкие
прокладки, пропитанные смолой с отвердителем, которыми обматы-
вают трубу с дефектами. Для придания прочности мягкие прокладки
затягивают эластичными обхватами. После полимеризации обхваты
(манжеты и т.п.) можно удалить. Ремонт малых отверстий можно
проводить и без остановки перекачки. Прочность участков трубы с
эпоксидными смолами достаточна для нормальной эксплуатации
[трубопровода.
При значительных повреждениях трубопровода соответствующий
участок удаляют и вместо него вваривают отрезок новой трубы,
называемой катушкой. Для врезки катушки участок трубы изолируют
[от остальной части трубопровода с помощью различных пробок (глина,
впластмасса, перекачиваемый замороженный нефтепродукт и т.д.).
’После сварки новый участок трубы изолируют битумной мастикой или
пленкой и затем засыпают грунтом и возобновляют перекачку по
трубопроводу.
Аварии на сложных участках трассы (тройники, фланцы, переходы
через естественные и искусственные препятствия и др.) ликвидируют
специальным оборудованием и по специальной технологии.
§ 62. Прием и пуск в эксплуатацию трубопровода
и его оборудования
Участки трубопровода с арматурой (краны, задвижки, тройники и
т.д.) с целью проверки качества и надежности подвергают испытанию
на прочность и герметичность. По прочности трубопровод должен
выдерживать заданное испытательное давление, так как разрушение
хотя бы в одном месте приводит к аварийной ситуации. Не- менее
важной характеристикой трубопровода является его герметичность,
нарушение которой приводит не только к потере транспортируемых
продуктов, но и к загрязнению окружающей среды, выходу из оборота
ценных сельскохозяйственных угодий, к появлению возможности
загораний и взрывов и, следовательно, к возможному появлению
тяжелых аварийных ситуаций.
Перед испытанием внутреннюю полость трубопроводов очищают.
Очистка необходима для повышения надежности эксплуатации трубо-
провода, предотвращения загрязнения транспортируемого продукта,
предупреждения выхода из строя перекачивающих агрегатов (насосов,
компрессоров) и другого оборудования. Очистку проводят с помощью
специальных поршней, состоящих из корпуса и манжет. Движение
поршней осуществляется за счет воздуха, природного или инертного
газа (для газопроводов). Воздух подается в трубу передвижными
компрессорами, имеющими подачу 30-40 м3/ч каждый и развивающи-
ми давление до 1-1,2 МПа.
В процессе очистки внутренней полости трубопровода параллель-
но проводят и первичную оценку герметичности трубы. При низком
давлении выявленные трещины, свищи, непровары устранять много
легче, чем при высоком давлении в процессе испытания.
После очистки трубопровод заполняют испытательной средой -
водой, воздухом, природным газом. Вода из водоема (реки, озера,
водохранилища, канала и др.) через фильтры специальными насосами
подают в трубопровод при давлении, не превышающем 30 % от испыта-
тельного. При этом со всех повышенных точек трассы трубспровода
выпускают воздух, до тех пор, пока из всех кранов начнет выходить
струя воды без воздушных пузырьков. Затем опрессовочными агрега-
тами создают необходимое испытательное давление. При испытании
воздухом практически никаких особенностей нет, но при этом стои-
мость испытаний оказывается самой большой_ Стоимость продувки и
испытания природным газом значительно ниже, чем воздухом, но при
этом необходимо предотвращать возможность образования взрыво-
опасной газовоздушной смеси. Воздух вытесняют из трубопровода
природным газом при давлении не более 0,2 МПа до тех пор, пока в
пробах газовоздушной смеси, выходящей через свечу, содержание
212
кислорода станет не более 2 %. Затем свечу закрывают и постепенно
поднимают давление на участке до испытательного.
Испытание трубопровода на прочность и плотность проводят тремя
способами: гидравлическим, пневматическим, комбинированным. При
гидравлическом испытании давление внутри трубопровода создается
водой, пневматическом - воздухом или природным газом и комбини-
рованном способе (применяют для трубопроводов с резко пересечен-
ным профилем трассы) на низких участках трассы - водой, а на повы-
шенных - воздухом (природным газом).
Гидравлический способ испытания наиболее безопасный и деше-
вый. Применение его в зимнее время требует большой осторожности,
так как возможно замораживание воды в трубопроводе. Пневматичес-
кий способ испытания проводят при любых температурах окружающее
среды и при этом также сохраняется чистота внутренней полости
трубопровода.
На прочность трубопровод испытывают под дав лением; превышаю-
щем рабочее не 10-25 % в зависимости от категории участков трубо-
провода, в течение не менее 6 ч. Однако во всех случаях испытатель-
ное давление должно быть больше 1 МПа и превышать рабочее не
менее чем на 0,5 МПа.
На герметичность трубопровод испытывают при рабочем давлении
в течение не менее 24 ч. Допустимые снижения давления при испыта-
нии на прочность и утечки для труб соответствующих диаметров
устанавливаются для указанного периода времени строительными
нормами и правилами.
После испытания трубопровода проводят прием его в эксплуа-
тацию. Для приема соответствующее министерство создает Государст-
венную приемную комиссию, в которую входят представители за-
казчика, подрядчика, всех субподрядных организаций, управле-
ния пожарной охраны, санитарно-эпидемиологической станции и
местных органов Советской власти. Эта комиссия проверяет объем и
качество выполненных работ и их соответствие проектной документа-
ции. В присутствии этой комиссии трубопровод заполняют газом,
нефтью или нефтепродуктом и начинают рабочую перекачку. Если
трубопровод испытывали водой, то заполнение трубопровода рабочим
продуктом связано с вытеснением из него веды. Для вытеснения воды
в контакт между рабочим продуктом и водой необходимо помещать
разделители для лучшего удаления воды из газопровода или для
предотвращения образования большого количества обводненной
нефти (нефтепродукта).
Пуск в эксплуатацию трубопроводов, предназначенных для
перекачки маловязких жидкостей не вызывает осложнений. Дли
горячих нефтепродуктов этот процесс гораздо сложнее. На практике
213
часто пуск горячего трубопровода после его сооружения или продол-
жительной остановки осуществляют с предварительным прогревом
грунта прокачкой по трубопровод)’ горячей воды или маловязких
нефтей или нефтепродуктов В летнее время при высоких температу-
рах окружающего грунта, при относительно небольшом расстояни!
между Насосными станциями или при благо фиятных тгплофизичес-
ких свойствах нефти пуск горячего трубопровода можно проводить и
без предварител] ного прогрева трубопровода. С целью сокращение
потерь энергии при пуске беэ предварительного подогрева часто
применяют присадки различного типа, улучшающие реологические
свойства транспсртируечс и нефти. Если есть возможность то исполь
зуют дополнительные средства подогрева на трассе трубопровода
В пусковой период и в процессе эксплуатации иа перекачивающих
станциях непрерывно контролируют давление на всасывающей и
выкедной линиях перекачивающих агрегатов, температуру подтип
ников, масла и воды, количество утечек перекачиваемого продукта,
расход электроэнергии, топлива, смазочных масел. Периодически
необходимо проводить очистку масляных, водяных и других вспомо-
гательных коммуникаций, поддерживать заданные перепады темпера-
тур и давлений в масляной и охлаждающей систем эх.
В резервуарных парках перекачивающих станций следят за обору
довьнием ре зервуаров. их обвязкой и техническим состоянием самих
резервуаров. Особое внимание следует уделять дыхательной армату
ре, так как ее неисправность или выход из строя ведут к очень боль-
шим потерям нефтепродуктов или даже аварии резервуаров. Система
тический контроль та осадкой резервуаров позволяет предотвратить
появление трещин в корпусе и днище раз рвуара- Исправная конт-
рольно-измерительная аппаратура резервуаров позволяет технически
грамстио эксплуатировать их.
Контрольные вопросы
1. Способы очист» и трубопроводов от отложений и грязи.
2. Методы обмеру кения тварнй на трубопровода
3. Способы ликвидации аварий иа трубопроводах.
4. Прием и пуск трубопровода и его оборудования в эксплуатацию.
Г АЗЛКЛ ПЯТЫЙ
ХРАНЕНИЕ НЕФТИ НЕЛ-ЪЛЮПУК'.ПИИ ГАЗА
Глава 13. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕБАЗ
5 £3. Классификация нефтебаз
Ск адские предприятии для хранения легковоспламеняющихся и
горючих гхидкост ей разделяются на две группы: склады, явгяющиь^
самостоятельными предприятиями, и склады, входящие в состав
других предприятий.
Складские предприятия, состоящие из комплекса сооружений и
установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефти и
нефтепр jflvKToB потреби гелям, называют нефтебазами.
Наиболее пожароопасными сооружениями нефтебаз являются
резервуары, поэтому в зависимости от общего объема резервуарных
парков предъявляются противопожарные требования к размещению
нефтебаз. Общим объемом резервуарного парка нефтебазы называется
суммарный объем резервуаров и тарных хранилищ. Объемы промежу-
точных резервуаров сливно наливных устройств (железнодорожных и
автомобильных эстакад, водных причалов и разливочных), а также
объемы расходных резервуаров котельной и дизельной электростан
[Ции в общий объем нефтебазы не включают.
По противопежарш lm сооружениям нефтебазы, являющиеся
самостоятельными предприятиями, в зависимости от объема резерву-
арного парка (независимо от класса хранимых нефтепродуктов) делят-
ся на три категории:
I - общий объем парка свыше 1000UV м3,
II — общий объем парка свыше 2001,0 м3 до 100000 м3 включи-
тельно
III - общий объем паркь дс 20000 м3 включительно.
Нефтебазы располагают на специально выделенных территориях,
удаленных от ближайших предприятий и объектов на безопасное
пожарном отношении расстояние Эти расстояния (минимальные)
с [ределенн строите ьными нормами и правилами.
По принципу оперативной деятельности нефтебазы делятся на
перевалочные, распределительные, леревалочно распределительные и
базы хранения. По транспортным связям - на железнодорожные,
водные, ьодно-железнодорожцые, трубопроводные и глубинные базы,
подучающие нефтепродукты автотранспортом. Но номенклатуре
115
хранимых нефтепродуктов - на базы общего хранения, светлых
нефтепродуктов, масел, темных нефтепродуктов и нефтей.
На перевалочных нефтебазах проводят перегрузку (перевалку)
нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Их обычно
размещают на берегах судоходных рек и озер, морских портов, на
крупных железнодорожных магистралях и в конце или промежуточ-
ной насосной станции нефтепровода или продуктопровода. Срок
хранения на этих нефтебазах невелик, за исключением нефтебаз,
расположенных на замерзающих водных путях.
Распределительные нефтебазы осуществляют прием, хранение и
снабжение нефтепродуктами потребителей обслуживаемого района
непосредственно с нефтебаз, филиалов и автозаправочных станций
(АЗС) или путем централизованной доставки.
Распределительные нефтебазы, расположенные вдалеке от желез-
ных дорог и водных путей, называются глубинными. Нефтепродукты к
ним доставляют автотранспортом.
Перевалочно-распределительные нефтебазы совмещают функции
перевалочных и распределительных нефтебаз.
Нефтебазы хранения обеспечивают местную потребность и компен-
сацию неравномерности подачи и потребления нефтепродуктов на
оперативных нефтебазах, входящих в район их обслуживания.
§ 64. Операции, проводимые на нефтебазах
Все операции, проводимые на нзфтебазах, разделяют на основные
и вспомогательные. К основным операциям относятся:
прием нефтепродуктов, доставляемых на базу железнодорожным,
речным, морским, автотранспортом, по трубопроводам или воздуш-
ным транспортом;
хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах;
отпуск нефтепродуктов большими партиями в железнодорожные
цистерны и маршруты, нефтеналивные суда или но трубопроводам.
отпуск нефтепродуктов малыми партиями через АЗС, разливоч-
ные, тарные склады;
замер, учет, определение качества нефтепродуктов и оформление
товарно-транспортной документации.
При выполнении основных операций проводят различные внутри-
складские и перегрузочные работы, а также при необходимости разог-
рев нефтепродуктов.
К вспомогательным операциям относятся:
прием и регенерация отработанных масел;
очистка и обезвоживание нефтепродуктов, смешение масел и
топлив до восстановления их качества, очистка нефтесодержащих
промышленных стоков;
216
ремонт и изготовление тары;
эксплуатация котельных, транспортных и энергетических ус-
тройств.
Состав и объем основных и вспомогательных операций не одина-
ков для разных нефтебаз и зависит от товарооборота и производствен-
ных задач.
В 65. Объекты нефтебаз и их размещение
Планировка территории нефтебазы должна обеспечивать рацио-
нальную организацию технологического процесса, удобство взаимо-
действия объектов- нефтебазы, рациональное использование террито-
рии, минималтную длину технологических, канализационных, водо-
проводных и тепловых сетей. При этом должны обеспечиваться все
противопожарные и санитарно-гигиенические требования.
Нефтебазы на берегах рек должны располагаться ниже (по течению
рек) причалов, речных вокзалов, рейдов и мест постоянной стоянки
флота, гидроэлектростанций, гидротехнических сооружений, судост-
роительных и судоремонтных заводов и на расстоянии от них не менее
100 м.
Допускается расположение нефтебаз выше (по течению реки)
указанных объектов ни расстоянии: 3000 м для категории I, 2000 м для
категории II, 1500 м от гидроэлектростанций, судостроительных и
судоремонтных заводов и 1000 м от остальных объектов для кате-
гории III.
Территорию нефтебазы обычно разбивают на следующие зоны:
Зона железнодорожных нефтегрузовых операций включает соору-
жения для приема и отпуска нефтепродуктов, перевозим] гх по желез-
ной дороге. Основные объекты этой зоны: железнодорожные подъезд-
ны пути, сливно-наливные эстакады, погрузочно-разгрузочные
площадки, технологические трубопроводы различного назначения,
насосные станции при эстакаде для перекачки нефтепродуктов,
сливные ("нулевые”) резервуары, тарные хранилища, лаборатория для
анализа качества нефтепродуктов, операторная для обслуживающего
персонала эстакады.
Зона водных нефтегрузовых операций включает сооружения для
слива-налива нефтепродуктов, перевозимых водным транспортом. В
этой зоне размещают следующие объекты: морские и речные грузовые
Пирсы и причалы, насосные, береговые резервуары, технологические
трубопроводы и операторные.
Зона хранения содержит следующие объекты: резервуарные
Чарки, технологические трубопроводы, насосные и операторные.
Оперативная зона включает сооружения для отпуска нефтепро-
дуктов мелкими партиями в автоцистерны, контейнеры, бочки и
217
бидоны. В нее входят автоэстакады для ньлива нефтепродуктов
автоцистерны, разливочные для отпуска нефтепродуктов в бочк j,
склады для затаренных нефтепродуктов, цех по затариванию нефп
прод/KToi в безвозвратную мелкую тару и цех по регенерации отраб.
тайных масел.
Зона вспомогательных технических сооружений прерназначен
для обслуживания основных объектов нефтебазы и включает котел!
ную. электростанцию или трансформаторную подстанцию, механич
кую мастерскую, цех по производству и ремонту тары, водипроводш
и санитарно-технические сооружения, материальный и топливный
склад, объекты противопожарной службы.
Зона административно-хозяйственных зданий и сооружен
включает контору нефтебазы, пожарное депо, здание охраны нефтеб
зы и гараж.
Зона очистных сооружений, предназначенная для приема и очис
ки производственных бытовых и ливневых стоков, включает очисти
сооружения и установки, объем и состав которых определяется кол>
честном и видом очищаемых сточных вод. Жилой поселок разметах
вне территории нефтебазы
§ 66. Определение объема резервуарных парков нефтебазы
Резервуарные парки нефтебазы являются одним из наиболе;
дорогостоящих объектов, капиталовложения по резервуарным парк,
достигают 40 % всей стоимости базы. Поэтому при расчете объе.
noTj ебной емкости для каждого нефтепродукта необходимо в первую
очередь руководствоваться соображениями экономики с учетом
перспективного развития нефтебазы. Резервуарный парк не должен
иметь излишнего объема, но в то же время не должно быть и недосто.
ка его, так как это приводит к простою транспорта и нарушение
технологического режима работы нефтебазы.
Если бы завоз и вывоз нефтепродуктов проводили бы сиихронн*
то теоретически резервуаров на такой нефтебазе мжно было бы не
Таблица 13.1
Объемы ыесячжтх завом и вывоза нефтепродуктов ва ефтебаау (в Я от голового грузо
По» штспь Месяц
I 11 III IV V VI
1. Jaros 7 9 13 16 12 9
2. Вывоз 1 3 6 10 15 20
3. Месячный остаток +6 +6 +7 +б -3 -11
4. Суммь ъ всячных +6 +12 +19 +25 +22 +11
остатков (*8) (+14) (+21) (*27) (*24) (+13)
218
меть. В реальных условиях завоз и вывоз нефтепродуктов не совпа-
вют по объему и во времени, поэтому и нужны резервуары. Макси-
альное количество нефтепродукта Vm,x на нефтебазе будет в конце
ериода слабого отпуска, когда завоз превышает вывоз, а минималь-
□е количество У„йП будет в конце периода интенсивного отбора,
огда вывоз превышает завоз. Следовательно, необходимый оборот-
им объем резервуарного парка V для данного нефтепродукта будет
1вен разности наибольшего и наименьшего остатков, т.е. V “ -
Vmin-
Объем резервуарной емкости зависит, главным образом, от объема
нтенсивности и характера основных операций, назначения нефтеба-
л. а также от территориального (географического) расположения ее.
В основу расчета объема принимают годовой грузооборот по
зртам нефтепродуктов, головые графики (планы) завоза и вывоза и
сетной реализации по месяцам с учетом перспективного развития
ефтебазы, очередности и сроков строительства. 4
Объем нефтебазы рассчитывают по значениям завоза и вывоза
аждого нефтепродукта в процентах от годового оборота за опреде-
гнное время. Чем меньше промежуток времени, к которому отнесены
цзоз и вывоз, тем точнее результат подсчета объема нефтебазы.
Пусть изменение завоза и вывоза конкретного нефтепродукта дано
змесячно в процентах от годового грузооборота (табл. 13.1). Вычитая
I первой строки помесячно показатели второй строки, получим
есячное превышение вывоза нефтепродукта над завозом (-) или
ьвоза над вывозом (+) - так называемый месячный остаток - третья
•рока. Складывая последовательно месячные остатки нефтепродукта
третьей строке, получим изменение остатка нефтепродукта на
:фтебазе по месяцам - четвертая строка Из этой строки находим, что
,их * 25 % и -2 %. Тогда расчетный объем резервуаров для
шного нефтепродукта будет V = 25 - (-2) 27 % годового грузо-
Предложенные графики завоза и вывоза данного нефтепродукта
м. табл. 13.1) являются не совсем приемлемыми, так как в августе и
Всего
Upon)
Месяц
VII VIII IX X XI XII
8 6 6 5 4 5 100
15 10 7 5 5 3 100
-7 -4 -I 0 -1 »2 0
+4 0 -1 -1 -2 0
(+6) (♦2) (♦1) (♦1) 0 (+2)
219
декабре баланс ну евой, а в сентябре, октябре и ноябре запланирове
даже дефицит 1н :ватка) его. Таким образом, в течение 3-5 мгс
потребители не ются гарантии в бесперебойном обеспечении ei
нефтепродуктом. Для исправления этого положения, можно попц
татъея изменить графики завоза и вывоза таким образом, чтобы к»
было запланированного дефицита. Если же i рафики завоза и выноса
изменить н ‘возможно (к примеру, ограничена пропускная способность
данного вида транспорта), то необходимо создать определейнь"
nej сходный объем нефтепродукта для компенсации дефицита
Для данного примера (см. табл. 13.1) необходимый переходящий
объем должен б) пъ не меньше 2 % годового грузооборота. Сумм-
месячных оста гков должна быть увеличена нь 2 % (см табл. 13.1,цифр у
в скобках). Как видим, необходимый суммарный об» ем резервуар
для данного нефтепродукта не изменится, так. {Vmir - Vmjn) 6уд>»
таким же.
Проектный сбъем V„ * V П, где п - коэффициент испо «ьзовання
резервуаров, который определяет отношение полезного объема резе
вуяпа к его полному объему. Для вновь сооруженных резервуара
Г] - 0,95. Со временем из-за износа полезный объем резервуаров огра-
ничивав/ во избежание аварий, поэтому уменьшается. По проектному
объему Vn подСирдот строительный объем резервуарного парка дня
данного нефтепродукта Уе, который обычно больше проектного, та*
как в него входят кроме обтема резервуаров для долговременно!;)
хранения нефтепродуктов объем резервуаров-мерников, "нулевых"
резервуаров, емкостей для регенерации отработанных мьсел и т
Кроме того, резервуары сооружаются только определенных типорг-
меров, поэтому трудно точно подобрать, чтобы Уп » Ус.
Общий строительный объем резервуаров нефтебазы равен сум!«
объемов, определенных для отдельных нефтепродуктов. При отсутст-
вии графиков завоза и вывоза объем резервуаров нефтебаз опред<
ляют аналитически с использованием эмпирических коэффициенте!.
Для железнодорожных распределительных нефтебаз
V
п РП
где Gg, - средняя месячная реализация нефтепродукта; к - коэфф1 •
ииент неравномерности поступления и реализации нефтепродукта
(табл. 13.2); р - плотность нефтепродукта
Для водных распределительных нефтебаз, расположенных ни
замерзающих водных путях.
РП
где q - переходящий двухнедельный остаток нефтепродукта; а -
(13 1)
(13.2)
лица 13 2
жралиомерности поступ леявя реализации вефтаарохуктоа
Район Светлые иефтепро дукты Темные неф- тепродукты
умышленные города 1 1,5
умышленные районы 1.1 1,65
Йоны, в которых промышленность потребляет । % нефтепродуктов, а сельское хозяйство - 30 % 1,2 1,8
Й )ны. в которых промышленность потребляет 30 % фтепродуктов, а сельское хозяйство - 70 % 1.5 2,25
(рьскохозяйственные районы 1,8 2,7
эффициент, учитывающий запаздывание начала навигации и ее
феждевременноезакрытие (а » 1,15)
I За реализацию нефтепродукта принимают.
I годовую реализацию при завозе оЛин раз в год;
I реализацию межнавигационного периода при завозе в течение
Дей навигации;
I реализацию в больший из межнавигационных периодов при завозе
з течение двух навигационных периодов.
I Для водных распределительных нефтебаз, расположенных на
•замерзающих водных путях, Vf, определяют аналогично железно-
врожным распределительным нефтебазам с учетом грузоподъемности
мзового завоза) и неравномерности прибытия судов.
I Для одного сорта нефтепродуктов предусматривают не менее двух
Ьервуаров в целях возможности совмещения операций по приему и
куску данного сорта. Если операции по приему и отпуску проводят
•прерывно и не предусматривается учет количества нефтепродуктов
Метчиками, то необходимо предусматривать не менее трех резервуа-
Ьв для проведения замеров и определения количества нефтепро-
Qtktob-
I Резервуары на нефтебазах должны быть по возможности однотип-
кми, так как это снижает расходы по их монтажу и эксплуатации
обходимо стремиться устанавливать меньшее число резервуаров
Ьльшего объема, что снижает расход металла на единицу объема,
геньшает площадь резервуарного парка, длину трубопроводов и
Юалсвания.
I Для нефти и легкоиспаряющихся нефтепродуктов необходимо
кпользовать специальные конструкции резервуаров, значительно
Украшающие потери от испарения. При этом для технико-экономи-
ского обоснования следует пользоваться инструкциями по выбору
кэервуаров различных типов (технических средств сокращения
Ьтерь от испарения) для нефти и легкоиспаряющихся нефтепро-
ктов. 221
Инструкции позволяют для конкретных условий (климатической
района, условий эксплуатации, сорта нефтепродукта, давления насы
шейных паров нефти) каждой нефтебазы или нефтеперекачивающе:.
станции при проектировании или расширении резервуарного паркг
выбрать тип резервуара (технического средства сокращения потерь)
обеспечивающий наименьшие приведенные расходы или наибольшие
экономический эффект. Инструкция для легкоиспаряющихся нефть
продуктов позволяет также провести технико-экономическое сопос-
тавление различных вариантов компоновки группы резервуаров длт
заданного нефтепродукта. Инструкции охватывают типовые проекта
резервуаров согласно перечню типовых проектов П-04-5. Кроме того, в
них включены различные средства сокращения потерь.
§ 67. Коэффициент оборачиваемости резервуаров
Общий объем резервуарного парка нефтебазы для каждого нефте
продукта равен части годового грузооборота данного продукт -
Отношение годового грузооборота по рассматриваемому нефтепродук
ту к объему установленных резервуаров называется среднегодовым
коэффициентом оборачиваемости резервуаров по каждому нефте-
продукту.
где G - годовой грузооборот данного нефтепродукта; Vp - суммарный
номинальный объем установленных резервуаров для него. Козффи
циент оборачиваемости характеризует степень использования резер
вуаров нефтебазы. При известном среднегодовом коэффициенте обор,
чиваемости можно определить среднюю продолжительность одной >
оборота, которая включает время наполнения резервуара нефтепр
дуктом, хранения нефтепродукта в резервуаре, опорожнения резер
вуара, простаивания резервуара с минимальным остатком до следую
шего налива, обусловленным конструктивными особенностями узла
приемо-раздаточного патрубка» - ’’мертвым остатком”
т^-365/n. (13.4
С увеличением коэффициента оборачиваемости снижается стой
мость перевалки нефтепродукта через нефтебазу. Значение п коле
лется для разных нефтебаз и нефтепродуктов в среднем от 0,5 до 6’1
Малые значения коэффициента оборачиваемости обычно имеют речнь
и морские нефтебазы, расположенные в замерзающих портах.
Большие значения коэффициента оборачиваемости имеют перев
лочные железнодорожные нефтебазы, а особенно нефтебазы, располь
женные в начале и конце нефтепродуктопроводов.
322
I В с ювании многолетнего опыта эксплуатации средние значения
срэф а. .снов оборачиваемости составляют, для водных перевалоч-
Ьх производящих перевалку круглый год с воды на желез-
Е дорогу, п “ 18 + 20 и с железной дороги или трубопровода на воду
25 + 30; для водных перевалочных нефтебаз, расположенных на
:рзающих водных путях, при перевалке с воды на железную
врагу п • 8 + 10, с железной дороги на воду л - 6 + 8 и для перевалоч-
пых нефтебаз, осуществляющих перевалку с трубопровода на желез-
ную дорогу, п 20 ♦ 25. Для железнодорожных распределительных
ффтебаз п я 6 + 8, для водных распределительных нефтебаз с продол-
Жгтельностью навигации 4 + 7 мес/г п = 2 + 3,5; при продолжительнос-
Ж навигации 2 + 3 мес/г л = 1* 1,5, а для нефтебаз Крайнего Севера
I Для резервуаров с бензином на распределительных нефтебазах,
Еяуществляющих прием по трубопроводу, а отпуск в автоцистерны,
Лечения коэффициентов оборачиваемости могут превышать 100.
Г Также высоки (> 100) значения коэффициентов оборачиваемости
тдя резервуаров головных нефтеперекачивающих и нефтепродукто-
екачивающих станций магистральных трубопроводов.
Среднегодовой коэффициент оборачиваемости для нефтебазы в
ом вычисляют как средневзвешенную величину
• 1-ш
•'•al,"1'1
(13.5)
де Vj; - суммарный объем резервуарного парка нефтебазы; т - число
Есортов нефтепродуктов; п, - коэффициент оборачиваемости по каждо-
ш нефтепродукту; V, - суммарный объем резервуаров для каждого
нефтепродукта-
Контрольные вопросы
I I Классификация нефтебаз.
I 2. Операции, проводимые на нефтебазах.
I 3. Принцип размещения объектов на территории нефтебазы.
I 4. Определение необходимого объема нефтебаз.
I 5. Коэффициент оборачиваемости резервуаров.
РЕЗЕРВУАРЫ НЕФТЕБАЗ
ЧИВАЮЩИХ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ
качение, типы и конструкции резервуаров
IM из основных сооружений нефтебаз являются резервуары,
|Торые предназначены для хранения нефти и нефтепродуктов и
®ивводства некоторых технологических операций (отстаивание
223
нефтепродуктов от воды и механических примесей, смешение нефте
продуктов и т.д.).
Емкости для хранения нефги и нефтепродуктов подразделяют по
ряду признаков:
по материалу, из которого они изготовлены, ~ металлические,
железобетонные, земляные, синтетические и в горных выработках,
по конструкции 4 вертикальные цилиндрические с коническими,
плавающими и сферическими крышами, плоскими и пространствен-
ными днищами, с понтонами (в основном типа РВС), горизонтальные
цилиндрические с плоскими и пространственными днищами (типа
РГС), каплевидные, резервуары-цилиндроиды, прямоугольные и
траншейные;
по значению избыточного давления - резервуары низкого (ри с
= 0,002 МПа) и резервуары высокого {рк > 0,002 МПа) давления;
по назначению - резервуары для хранения мало-, высоковязких и
нефтепродуктов, резервуары-отстойники, резервуары-смесители
резервуары специальных конструкций для хранения нефтей и нефте
продуктов с высоким давлением насыщенных паров.
В зависимости от расположения по вертикали по отношению к
прилегающей территории резервуары делят на наземные, подземные и
полуподземные.
Наземными называют резервуары, у которых днище находится на
одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегаю
щей площадки. Подземными называют резервуары, когда наивысшиг
уровень нефтепродукта в них находится не менее чем на 0,2 м ниже
наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки, а также
резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0,2 м выше допустимо
го наивысшего уровня нефтепродукта в резервуаре и шириной не
менее 3 м. Полу подземными называют резервуары, днище которых
заглублено не менее чем на половину его высоты, а наивысший уро-
вень нефтепродукта находится не выше 2 м над поверхностью приле-
гающей территории.
На нефтебазах и перекачивающих станциях в основном применяю
стальные (типов РВС, РГС) и железобетонные (тина ЖБР) резервуары
различных конструкций. Резервуары должны отвечать ряду требова
ний. Они должны быть герметичными для хранящихся нефтепродук
тов и их паров, простой формы, долговечными, дешевыми. Эти требе
вания в зависимости от назначения нефтебазы и физико-химически
свойств и условии перекачки нефтепродуктов удовлетворяются ь
различной степени и различными способами.
На территории нефтебазы или перекачивающей станции по проти
вопижарным соображениям резервуары, как правило, размещают
группами в соответствии со СНиП П-106-79.
Каждая группа наземных резервуаров должна быть огражден-1
224