Табиғи газдарды, мұнай және мұнай өнімдерін тасымалдау тақырыбына қысқаша шолу
жүктеу/скачать 4,12 Mb.
|
каз ДӘРІСТЕР 1-15
| Бақылау сұрақтары:
Жай газ құбырлары деген не? Күрделі газ құбырлары деген не? Күрделі газ құбырын гидравликалық есептеу қалай жүргізіледі? Дәріс 9. Мұнай және мұнай өнімдерінің физикалық-химиялық қасиеттері. Магистралды құбырөткізгіштің құрылымының құрамы Мұнай мен мұнай өнімдерінің негізгі физика-химиялық қасиеттері - оның тығыздығы ρ және кинематикалық тұтқырлығы ν. Температура өзгерген кезде бұл параметрлер кең ауқымда өзгереді. Температураның жоғарылауымен мұнай мен мұнай өнімдерінің тығыздығы мен тұтқырлығы төмендейді. Тығыздықтың температураға тәуелділігі Менделеев формуласымен анықталады (іс жүзінде бұл формула барлық сұйық және қатты заттар үшін жарамды): , (1) мұндағы рТ және ρ293 - сәйкесінше Т және 293к температурадағы мұнайдың тығыздығы, β-293к температурадағы ρ293 мұнай тығыздығының мәніне байланысты көлемдік кеңею коэффициенті: ; (2) бұл өрнектерде βр және ω коэффициенттері (температуралық түзету коэффициенті) тығыздыққа байланысты 1-кестеде берілген ([ρ]=кг/м3, [τ]=10-3кг/(м3∙К), [βр]=10-61 /К). Кесте болмаған жағдайда немесе ρ293 мәндері кесте аралықтарынан тыс болған жағдайда температуралық түзету коэффициентін шамамен келесідей табуға болады: . (3) Кесте 1. Көлемді кеңейту және температураны түзету коэффициенттері
n мұнай өнімдері қоспаларының тығыздығын тәжірибе үшін жеткілікті дәлдікпен мына формула бойынша анықтауға болады: ρ=∑ρiyi, i=1,n. (4) мұндағы ρi – i-ші мұнай өнімінің тығыздығы; ал yi-оның қоспадағы көлемдік үлесі. Бірнеше климаттық аймақтарда төселетін ұзындығы үлкен құбыр желісі үшін мұнай өнімінің есептік тығыздығы Климаттық белдеулерді ескере отырып, орташаланады: ρ=∑ρklk, (5) ρk - құбыр учаскесінде мұнай өнімінің тығыздығы бірдей температурамен lk ұзындығымен. мұнай өнімдерінің меншікті жылу сыйымдылығы 1600 шегінде өзгереді...2500 Дж/(кг-К). Есептеу кезінде олар көбінесе орташа =2100 Дж/(кг∙К) қолданады. нақтыланған есептеулерін жүргізу кезінде 273-673к температуралары үшін әділ Кссго формуласы бойынша есептеуге болады: . (6) Мұнай өнімдерінің жылу өткізгіштік коэффициенті λ 0,1 шегінде өзгереді...0,16 Вт / (м∙К). Әдетте есептеу кезінде λ=0,13 Вт/(м∙К) орташа мәні қолданылады. Дәлірек есептеулер жүргізу кезінде 273-473 к температура үшін жарамды Крего-Смит формуласы қолданылады: . (7) Мұнай мен мұнай өнімдерінің тұтқырлығы олардың құбырлар арқылы қозғалуы кезінде сұйықтықтың қарсыласу қасиетімен анықталады. Тұтқырлықтың температураға тәуелділігі Вальтер мен Рейнольдс-Филонов формулаларымен анықталады (басқа формулалар бар). Вальтер формуласының дәлдігі жоғары, бірақ бұл күрделі. Сондықтан есептеу үшін Рейнольдс-Филонов формуласы жиі қолданылады: , (8) мұнда u вискограмманың беріктік коэффициенті деп аталады. Егер екі температура үшін тұтқырлық белгілі болса, онда . (9) Бұл формуланың дәлдігі T2 Формула Вальтера (ASTM) имеет вид: lg lg (ν+0,8)=a+b∙lgT, (10) мұнда эмпирикалық коэффициенттер a= lg lg (ν1+0,8) - b∙lgT1, b=lg[lg(ν1+0,8)/ lg(ν2+0,8)]/lg(T1/T2), (11) мұндағы ν - кинематикалық тұтқырлық (ν-t температурада, ν1 - T1 кезінде, ν2 - T2 кезінде), мм2/с; т - абсолютті температура, к. Кесте 2. Мұнай мен мұнай өнімдерінің кейбір сорттарының болжамды параметрлері
Мұнда ρ293 - мұнай құбырдың немесе ыдыстың қабырғаларына жабысатын мұнайдың қату температурасы. Мұнай және мұнай өнімдерін тасымалдаудың негізгі түрлеріне теміржол көлігі, өзен көлігі, теңіз көлігі және құбыр көлігі жатады. Көліктің әр түрінің күшті және әлсіз жағы бар. Ең арзан көлік құбыр және су. Алайда, су жолы ұзақ болуы мүмкін және навигациялық кезең болуы мүмкін (қыста қатып қалады). Су жолы үлкен инвестицияларды қажет етпесе де, көптеген шектеулерге ие болуы мүмкін (өзеннің тереңдігі, ені, ағымдардың ерекшеліктері). Сонымен қатар, бұл экология немесе қауіпсіздік тұрғысынан өте қауіпті болуы мүмкін (мысалы, Аден шығанағындағы танкерлерді қарақшылармен басып алу, теңіздердегі танкер апаттары). Теміржол көлігі климаттық және маусымдық-тәуліктік әсерге тәуелді емес, бірақ мұндай жол әдетте ең қысқа емес. Оның өткізу қабілеті шектеулі. Құбыр көлігі оны салу үшін айтарлықтай үлкен шығындарды талап етеді, бірақ сыртқы жағдайларға, жыл мезгілі мен күніне байланысты емес, оны басқару оңай (оны автоматтандыру қиын емес). Құбыр трассаның екі пунктін ең қысқа жолмен байланыстырады, тез салынады. Бұл көліктің әлсіз жағы, ол металды қажет етеді және құрылыс аяқталғаннан кейін бағытын өзгерте алмайды. Жаңа жүк ағынын жобалау кезінде теміржол, су және құбыр көлігіндегі жолдың ұзындығы бірдей емес екенін есте ұстаған жөн. Қысқа жол-құбыр желісі, ең ұзын - өзен жолы. Барлық ұзындықта су және теміржол жолдарының болуына байланысты көлік тәсілін таңдау кезінде пункттер арасында көлік тәсілдерінің аралас нұсқалары (мысалы, теміржолы бар су жолдары) қарастырылады. Көліктің қандай да бір түрін және олардың өзара іс-қимылын таңдау кезінде техникалық-экономикалық ерекшеліктерді ғана емес, сонымен бірге қол жеткізілген даму деңгейін, техникалық-экономикалық көрсеткіштерді, осы көлік түрлерін неғұрлым үнемді пайдалану саласын, өңірлік ерекшеліктерді және т. б. ескеру қажет. Осыған байланысты тасымалдаудың ең тиімді әдісін таңдау туралы мәселе туындайды. Қазіргі уақытта қолданылып жүрген әдістеме бойынша бұл міндет күрделі қаржы салудан және пайдалану шығыстарынан тұратын көліктің әртүрлі түрлері бойынша келтірілген жылдық шығыстарды қоса жеткізу жолымен шешіледі. Ең жақсы нұсқа-ең аз жылдық шығындары бар нұсқа. Жалпы түрде келтірілген шығыстар Р (В у.е./жыл) формуламен көрсетіледі: Р = Э + ЕК, (11) мұнда Э-пайдалану шығыстары, К - көліктің тиісті түрі үшін айқындалатын капитал салымдары, Е-күрделі салымдардың нормативтік коэффициенті (мұнай-газ өнеркәсібі үшін Е = 0,12 1/жыл). Е=1 / Т, мұндағы Т-өтелімділіктің нормативтік мерзімі (мұнай-газ өнеркәсібі үшін Т = 8,3 жыл). Әр түрлі көлік түрлерінің пайдалану шығындары бірдей формула бойынша анықталады Э = SGгодL, (12) мұндағы S-тасымалдардың өзіндік құны; Gгод - жылына тасымалданатын мұнай өнімінің саны (массасы); L - жол ұзындығы. Яғни, барлық тонна∙километр көліктің әрбір түрі үшін бірдей шығындарға ие (мысалы, 100км 1т жүкті немесе 1км 100т жүкті немесе 10км 10т жүкті немесе 20км 5т жүкті тасымалдау бірдей шығындарға ие: 1т∙100км=100т∙1км=10т∙10км=5т∙20км=100 т∙км). S [10-4 у.е./(т∙км)] тасымалдарының орташа өзіндік құнын шамамен мынадай сандармен бағалауға болады: құбыр көлігі - 12; теміржол көлігі - 33; су (өзендер бойынша) - 17; су көлігі (теңіз бойынша) - 12. Мұнай өнімдерін магистральдық құбыр арқылы айдаудың өзіндік құны оның диаметріне байланысты (кесте. 1). Кесте 3. Айдаудың өзіндік құнының құбыр желісінің диаметріне тәуелділігі
Әр түрлі көлік түрлеріне арналған инвестиция әр түрлі анықталады. Темір жол көлігі үшін күрделі қаржы салу мұнай жүк ағынының берілген көлемін тасымалдау үшін қажетті қосымша вагон-цистерналар мен локомотивтердің құнымен айқындалады. Өзен көлігі үшін капитал салымы мұнай жүк ағынының берілген көлемін тасымалдау үшін қажетті қосымша баржалардың, сүйреткіштердің және өзен танкерлерінің құнымен, сондай-ақ тасымалданатын мұнай мен мұнай өнімдерін кедергісіз уақытта (өзен қатып қалған кезде) сақтау үшін қажетті трассаның бастапқы және соңғы пункттеріндегі жағалау резервуарларының құнымен айқындалады. Құбыржол көлігі үшін күрделі қаржы құбыржол желілік бөлігіне салынған (ол құбыржол ұзындығы мен диаметріне байланысты) және мұнай айдау станцияларына салынған күрделі қаржы салым сомасымен айқындалады. Бұл жағдайда арнайы кестеде құбырдың бір шақырымының құны (оның диаметріне байланысты) және бір ЖЗҚ құны көрсетіледі. Енді әр түрлі көлік түрлеріне арналған инвестицияларды анықтауға көшейік. 1. Темір жол көлігіне күрделі шығындарды айқындау кезінде вагон-цистерналар мен локомотивтер (жылу немесе электровоздар)паркін кеңейтуге арналған қосымша шығындар ғана ескеріледі: Кжд=цсц+zcz, (13) мұнда z - локомотивтер саны, ц - вагон-цистерналардың қажетті саны. : (14) nц - бір жылдағы цистерна айналымдарының саны; Vц - бір цистернаның сыйымдылығы; ρ - тасымалданатын мұнай өнімінің тығыздығы, nм - число цистерен в маршруте; nц =365/τп, (15) τп - бір цистерна айналымының толық уақыты: , Lтж - темір жолмен тасымалдау жүзеге асырылатын қашықтық; lтж-нақты деректер негізінде 200-ге тең қабылданатын цистернаның орташа тәуліктік жүрісі...250 км/тәул; τв - тиеу және түсіру уақыты; ТЖЖ - темір жол көлігі жұмысының әркелкілік коэффициенті, бұл цистернаның жол бойындағы мүмкін болатын кідірістерін есепке алады және басқа да күтпеген жағдайлар (ТЖЖ = 1...1,5); cz - бір жылу немесе электровоздың құны (бір электровоздың құны оның қуатына байланысты 66,8 - ге тең қабылданады...278 мың ш. б.., ал бір тепловоз - 104...318 мың ш. б.); со - бір цистернаның құны (сыйымдылығы 60 м3 бір цистернаның құны 5,7 мың ш.е. тең деп қабылданады). Негізінен мұнай жүктері тасымалданатын жаңа теміржол салу туралы мәселе туындаған жағдайда, оны салу шығындары мұнай тасымалына жатқызылады. Бір жолды темір жолдың бас жолының 1 км құрылысының құны 165 құрайды...260 мың ш.е., қос жолды - 250...390 мың ш.б., темір жол станциясын салу құны 30 млн.ш.б. дейін жетеді. Бұдан басқа, трассаның бас және соңғы пункттерінде төгу-құю коммуникацияларын салуға арналған шығындарды ескеру қажет. Бұл жағдайда осы бағытта тасымалданатын мұнай жүктерінің барлық түрлерін салыстыру қажет екені анық. 2. Кв су көлігіне капитал салу к6р мұнайын, К6 күштік қондырғыларын және KV қажетті жағалау сыйымдылығын тасымалдауға арналған қосымша сыйымдылықтарды салуға арналған шығындар сомасынан, яғни Кв= К6р+ Кб + KV. (16) Сыйымдылықтарды салуға арналған шығындар: К6р=с6рГ, (17) мұндағы с6-танкердің жүк көтергіштігі бірлігінің құны (с 6 р=35...45 у.е./т); Г-берілген жүк ағыны үшін қажетті барлық танкерлердің жалпы жүк көтергіштігі: Г = Gгод/ n6р, (18) n6р - число рейсов (оборотов) в год одной баржи, определяемое по формуле: n6р = τн /τп, (19) τн - продолжительность навигационного периода; τп - полное время оборота одной баржи (танкера): навигациялық кезеңнің ұзақтығы; τп-бір баржаның (танкердің)айналымының толық уақыты: . (20). Мұнда Lв - су арқылы тасымалдау жүзеге асырылатын арақашықтық; l1, l2 - танкерлердің тиісінше ағыс бойынша жоғары және төмен тәуліктік жүрісі (мысал үшін қарапайым есептеулерде: ағысқа қарсы 95-105 шегінде, ағыс бойынша - 190-220 км/тәул); τв - тиеу және түсіру уақыты; ХВ - кідірістерге байланысты су көлігі жұмысының біркелкі еместігінің коэффициенті (хв=1...1,5). Өзен танкерлері үшін орташа қозғалыс жылдамдығы тәулігіне 350 км-ге тең болуы мүмкін. Қуат қондырғыларының құны: Кб=сбNб, (21) мұндағы с6-күштік қондырғылардың қуат бірлігінің құны (1,8 шегінде...2,6 мың ш.е./кв); N6-күш беретін қондырғылардың қажетті қуаты: N6=рбГ, (22) мұндағы р6-жүк бірлігін сүйретуге қажетті қуат (0,06-0,12 кВт/т шегінде). Кесте 4. ηp Ұсынылатын шамалар
Капиталовложения на сооружение необходимой береговой емкости (для хранения нефти в ненавигационный период): Kv=cpV0, (23) где ср - стоимость единицы емкости (ср=10...20 у.е/м3); V0 -практический объем установленных резервуаров при известном теоретическом объеме всех резервуаров (для задач принимается V≈1,05∙ V0): (24) ηp -коэффициент заполнения емкости (табл. 2). 3. Капиталовложения в трубопроводный транспорт Ктр складываются из затрат на сооружение линейной части трубопровода Кл, затрат на сооружение головной, промежуточной насосных станций и резервуарного парка: Ктр=Кл+ СГНС +(n-l)СПНС +Vpcp. (25) Здесь СГНС, СПНС - стоимость сооружения соответственно головной и промежуточной насосных станций (табл. 6); п - общее число насосных станций; Vp - необходимая вместимость резервуаров; ср -стоимость 1 м3 установленной емкости. Стоимость 1 м3 емкости ср для сопоставительных расчетов с учетом технологических трубопроводов и вспомогательных сооружений ориентировочно можно принимать равной 20 руб/м3. На магистральных нефтепроводах резервуарные парки размешаются на головной насосной станции, на границах эксплуатационных участков, а также в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или броса нефти попутным потребителям. Полезный суммарный объем резервуарных парков нефтепроводов зависит от диаметра и протяженности последних (табл. 5). Таблица 5. Рекомендуемые суммарные полезные объемы резервуарных парков нефтепроводов (единица измерения _ суточный объем перекачки)
Величины, приведенные в числителе, следует применять при обычных условиях прокладки, а в знаменателе - когда не менее 30% от протяженности трубопровода проходит в сложных условиях (заболоченные и горные участки). При протяженности нефтепровода более 1000 км к размеру емкости по табл. 5 добавляется объем резервуарного парка, соответствующего длине остатка. Число насосных станций п определяют из технологического расчета или оценивают ориентировочно из условия, что на каждые 100... 150 км трубопровода приходится одна насосная станция. Таблица 6. Стоимость сооружения насосных станций в у.е.
Расчетное число рабочих дней перекачки Np при выборе способа транспорта для нефтепродуктопроводов принимается равным 350, а для нефтепроводов - по табл. 7. Таблица 7. Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов
Примечание. В числителе указаны значения Np в нормальных условиях прокладки, в знаменателе - при прохождении нефтепроводов в сложных условиях, когда заболоченные и горные участки составляют не менее 30 % общей протяженности трассы. Капитальные затраты в линейную часть определяют по выражению: Кл=слLтр, (26) где Lтр - длина трубопровода; сл - затраты на сооружение 1 км линейной части трубопровода (табл. 8). Таблица 8. Зависимость стоимости сооружения 1 км магистрального трубопровода от его диаметра
Примечание: слуп - затраты на сооружение 1 км лупинга. При наличии лупингов или вставок большего диаметра стоимость линейной части определяют по формуле: Кл=сл(Lтр-Lлуп)+ слупLлуп, где Lлуп - длина лупинга (вставки). В тех случаях, когда заданный объем перекачки не попадает в интервал пропускных способностей, указанных в табл.5, оптимальный диаметр и число насосных станций определяют на основании технологического расчета. Расчет ведется для трех смежных диаметров. Если по пути проектируемого трубопровода имеются сбросы или подкачки, а также связанные с ним вновь проектируемые нефтебазы, наливные пункты и т.п., то возможно, что линейную часть будут сооружать из труб разных диаметров, а насосные станции снабжать различным оборудованием, имеющим разные единичные стоимости. В этом случае технологический расчет ведут по участкам с различными диаметрами, приведенные затраты вычисляют в целом для всей системы с учетом участков. Трубопроводы бывают внутренними (внутрипромыслевые, внутризаводские), местными и магистральными. Внутренние трубопроводы соединяют различные объекты и установки на промыслах, НПЗ и нефтебазах. Их длина до десятков километров. Внутренних трубопроводов обычно называют технологическими трубопроводами. Местные трубопроводы соединяют промыслы с головной НПС, или НПЗ с пунктами налива на железную дорогу или в наливные суда. Их длина несколько десятков километров. Магистральные трубопроводы характеризуются большой протяженностью (сотни и тысячи километров), поэтому нефть перекачивается многими станциями на трассе, работают круглосуточно, круглогодично и безостановочно. Кратковременные остановки их работы связаны с ремонтом, или с аварией на трубопроводе. Их длина превышает 50 километра, а диаметр трубы от 219 мм до 1220 мм включительно. Относительно диаметров трубы магистральные нефтепроводы делятся на 4 класса: для 1-класса условный диаметр в пределах 1000мм<D≤1200мм, для 2-класса - 500мм<D≤1000мм, для 3-класса - 300мм<D≤500мм, для 4-класса - D≤300мм болғанда. Относительно назначения и диаметров трубы с учетом меры безопастности, магистральные трубопроводы делятся на 5 категорий: В, I, II, III и IV. Состав сооружений магистральных трубопроводов такой: - подводящие трубопроводы, по которым нефть перекачивает от промысла или нефтепродукт от завода в резервуары головной НПС; - головная перекачивающая станция (или ГНПС, здесь производится приемка и сбор нефти, разделение их по сортам, учет и перекачка на следующую станцию); - промежуточная перекачивающая станция (ПНПС, здесь производится перекачка нефти на следующую станцию); - конечный пункт трубопровода (здесь принимает продукт из трубопровода или отправляет его далее другими видами транспорта); - линейные сооружения трубопровода. В состав линейных сооружений входят сам трубопровод, линейные колодцы на трассе, дома линейных ремонтеров, устройства линейной и станционной связи (если связь прекращается, то остановливает и перекачку), установки катодной, протекторной и дренажной защиты, вспомогательные сооружения. Через природные и искусственные преграды (овраги, мелкие реки, дороги, и т.д.) они проходят при помощи переходов различных конструкций. Через каждые 15-20 км в трассе есть дома линейных ремонтеров и аварийно – восстановительные пункты (АВП). Их назначения - охрана трубопровода, наблюдение и ремонт линии связи и установок катодной, протекторной и дренажной защиты. Через такой же промежуток трассы устанавливаются линейные задвижки, которые в случае необходимости перекрывает участки трубопровода. Таким образом, в состав линейных сооружений входят комплекс защиты трубопроводов от подземной коррозии. Коррозией металла называется его разрушение, вызванное электрохимическим воздействием внешней среды на его поверхность. Разрушение металла труб почвенной коррозией происходит под действием малых электрических токов, возникающих на поверхности металла в результате взаимодействия с ним почвенного электролита. На поверхности металла и в электролите образуется гальваническая пара. Содержание в почве влаги, солей, кислорода, водородных и гидроксильных ионов создает благоприятные условия для возникновения катодных и анодных участков на поверхности металла трубы и коррозии металла. Та часть поверхности металла, на которой ток переходит в электролит, называется анодом, а та часть, где ток выходит из электролита, называется катодом. Опасному разрушению металл подвергается в анодных зонах, в катодных же зонах происходит только накопление продуктов коррозии без разрушения металла. Степень коррозионной активности грунтов определяется по величине их удельного электрического сопротивления, измеренного на трассе трубопровода в летний период через каждые 100 м. Для низкой и средней коррозионной активности грунта выбирается нормальный тип изоляционного покрытия, для повышенной и высокой - усиленный и для особо высокой - весьма усиленный. Защита металла труб от почвенной коррозии производится покрытием наружной поверхности трубопровода противокоррозионной изоляцией и применением электрической защиты по всей длине трубопровода, сооружаемой одновременно со строительством последнего. При катодной защите действие анодных участков трубы ликвидируется наложением на нее отрицательного потенциала, получаемого от внешнего источника постоянного тока, положительный потенциал которого отводится к специальному заземлению - аноду. Положительный полюс источника постоянного тока соединяется с кусками железа, например старыми рельсами, закопанными в землю, а отрицательный полюс - с трубопроводом. Отрицательные йоны, которые являются причиной коррозии идет к аноду и таким образом, вследствие гидролиза разрушается и уходит в раствор металл анодного железа. Трубопровод же, являющийся катодом, не разрушается. Для надежной защиты трубопровода требуется минимально потенциал 0,285 в. Максимальное значение наложенного потенциала в точке присоединения стенки трубы к сети не должно превышать 0,8 в. Более высокий потенциал вреден, так как вызывает выделение водорода, что может привести к отделению изоляции от стенки трубы. Для работы катодной защиты и ряде случаев устанавливают ветряные двигатели с генератором и батареей аккумуляторов. Но в случае длительного затишья аккумуляторы истощаются, и действие катодной защиты прекращается. Если имеется сеть переменного тока, то питание катодной защиты устанавливается через селеновые выпрямители, что значительно упрощает ее эксплуатацию. При протекторной защите защитный ток возникает в результате работы гальванической пары протектор-труба при условии, что потенциал протектора ниже потенциала стали. Здесь не требуется установки источника электроэнергии, но расходуется значительное количество цветных металлов. Автономный анод приготовляется из специальных сплавов, основными элементами которых являются цинк, магний или алюминий в виде пластин, или стерженей. Эффективность и длительность работы автономных анодов в значительной степени зависят от грунта, в котором они находятся. Поэтому для повышения эффективности автономных анодов применяют специальные засыпки. Наилучшие результаты дает смесь глины с гипсовым порошком, при которой получаются наибольший выход тока и наименьшее сопротивление анодного заземления. Срок службы протектора обычно составляет 10-15 лет. Протекторную защиту ввиду значительного расхода цветных металлов устанавливают лишь на отдельных участках трубопровода - в наиболее коррозионных местах и там, где нет источников тока или затруднительна установка их. При электрическом дренаже блуждающие токи отводятся от трубопровода обратно в рельсовую сеть по проводу через регулируемые сопротивления. Но вместе с тем электрический дренаж таит в себе потенциальную опасность усиления коррозии соседних трубопроводов и кабелей, усиления коррозии рельсов и скрепления электрифицированных путей, прожогов самих трубопроводов и других кабелей и трубопроводов. В состав линейных сооружений входят также различные переходы через естественных и искуственных препятствий. Переход через балки и овраги осуществляют, как правило, подземным способом. Исключение составляют овраги, имеющие большую глубину при малой ширине (не больше 20-30 м). Переходы через них делают надземными. На подземных переходах через балки и овраги, где отсутствуют постоянно действующие водотоки и заболоченность, трубопровод сооружает, как и на линейной части. Там же, где имеются постоянно действующие водотоки или заболоченность, прокладывают усиленный трубопровод и все его стыки просвечивают; это делается и при надземном переходе. Кроме того, все стыки усиливают наваркой муфт. При надземном переходе балок и оврагов расстояние между опорами делают не более 20 м. Если надземный переход находится вблизи населенного пункта, то в целях безопасности его надземную часть заключают в защитный кожух. При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преград трубопроводом предусматривает прокладку резервной нитки. Для многониточных систем необходимость строительства дополнительной резервной нитки независимо от ширины водной преграды устанавливается проектом. При ширине заливаемой поймы свыше 500 м по уровню горизонта высоких вод при 10% - ной обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами свыше 20 дней, а также при пересечении горных рек и соответствующем обосновании в проекте (например, труднодоступность для проведения ремонта) резервную нитку предусматривает при пересечении водных преград шириной до 75 м горных рек. Подземное пересечение магистральным трубопроводом железных дорог осуществляют в защитных кожухах из труб диаметром на 100-200 мм больше диаметра трубопровода. Концы кожуха должны выводиться на 2 м за подошву насыпи железнодорожного полотна, но не менее чем 25 м по нормали от осей крайних путей железных дорог МПС и не менее 15 м от осей путей промышленных железных дорог. Концы кожуха должны иметь уплотнение, герметизирующее пространство между трубопроводом и кожухом. В последнее время часто применяется закрытый способ (бестраншейная проходка), независимо от категории грунтов и диаметра трубопровода. При закрытом способе прокладки кожухов (футляров, где межтрубное пространство между защитным кожухом и трубопроводом герметизируется с применением резиновых манжет) применяют три способа проходки: прокалывание, горизонтальное бурение и продавливание. Для сооружения подземных переходов через естественных и искуственных препятствий в наше время часто применяется метод ГНБ. Горизонтальное бурение (или ГНБ - Горизонтальное направленное бурение, англ. Horizontal Directional Drilling) - управляемый бестраншейный метод прокладывания подземных коммуникаций, основанный на использовании специальных буровых комплексов (установок). Международное обозначение - HDD или Horizontal Directional Drilling. Длина прокладки путей может быть от нескольких метров до нескольких километров, а диаметр более 1200 мм. Этапы строительства подземных коммуникаций состоит из бурения пилотной скважины, из расширения скважины и из протягиваний плети трубопровода. Бурение пилотной скважины осуществляется при помощи породоразрушающего инструмента - буровой головки со скосом в передней части и встроенным излучателем. Буровая головка соединена посредством полого корпуса с гибкой приводной штангой, что позволяет управлять процессом строительства пилотной скважины и обходить выявленные на этапе подготовки к бурению подземные препятствия в любом направлении в пределах естественного изгиба протягиваемой рабочей нити. Контроль за местоположением буровой головки осуществляется с помощью приемного устройства локатора, который принимает и обрабатывает сигналы встроенного в корпус буровой головки передатчика. На мониторе локатора отображается визуальная информация о местоположении, уклоне азимуте буровой головки. При отклонении буровой головки от проектной траектории оператор останавливает вращение буровых штанг и устанавливает скос буровой головки в нужном положении. Затем осуществляется задавливание буровых штанг без вращения с целью коррекции траектории бурения. Строительство пилотной скважины завершается выходом буровой головки в заданной проектом точке. Расширение скважины осуществляется после завершения пилотного бурения. При этом буровая головка отсоединяется от буровых штанг и вместо нее присоединяется риммер - расширитель обратного действия. На противоположной от буровой установки стороне попа скважины располагается готовая к протягиванию плеть трубопровода. К переднему концу плети крепится оголовок с воспринимающим тяговое усилие вертлюгом и риммеру, и в то же время не передает вращательное движение на трубопровод. Таким образом, буровая установка затягивает в скважину плеть протягиваемого трубопровода по проектной траектории. НПС, которые поддерживает необходимое давление нефти на трубопроводе, состоит из следующих частей. В состав ГНПС входят магистральные и подпорные насосные цехи, резервуарный парк с запасом нефти 2-3 суточной перекачки, узел учета нефти, узел регулирования давления, узлы с предохранительными устройствами, а также технологический трубопровод. Отличие промежуточной НПС от головной, там нет подпорные насосные, резервуарный парк и узел учета нефти. Если длина трубопровода превышает 800 км, то его делит на эксплуатационные участки длиной 400÷600 км. При эксплуатации трубопроводов большей протяженности выход из строя одной нефтеперекачивающих станции приводит к отключению сразу нескольких других станций (срабатывает система защиты от чрезмерно малых и чрезмерно высоких давлений). Разделив магистральный трубопровод на несколько эксплуатационных участков с 3÷4 нефтеперекачивающими станциями в каждом, а также с резервуарным парком в начальном пункте каждого из участков, мы получаем вместо одного как бы несколько состыкованных друт с другом трубопроводов. Отказ нефтеперекачивающих станции на одном из них не влияет на работу нефтеперекачивающих станции других "трубопроводов". "Нормами проектирования" установлена длина одного эксплуатационного участка равная: для магистральных нефтепроводов - 600 км, для магистральных нефтепродуктопроводов - 800 км. На начале эксплуатационных участков стоят НПС, аналогичные ГНПС (только емкость резервуарного парка поменьше). На конечном пункте трубопровода кроме ранее названных, может пересортировать нефтепродуктов, а в случае образования смеси (при последовательной перекачке) восстанавливает смесь. Поэтому и здесь есть дополнительный резервуарный парк, как в случае ГНПС, для сбора и хранения разных сортов нефтепродуктов. В состав НПС корме тех входят электрические станций, или трансформаторные подстанций, системы водоснабжения и канализации, котельная, механическая мастерская, подсобные и административные сооружения, жилые дома. В зависимости от схемы соединения насосов и резервуаров промежуточных НПС различают 4 следующие системы перекачки: -постанционная (рис. 1а); -через один резервуар НПС (рис. 1б); -с подключенным резервуаром (рис. 1в); -из насоса в насос (рис. 1г). В постанционной схеме перекачки один из резервуаров принимает нефть, а другой - отпускает. После заполнение 1-резервуара, они поменяются местами: 1- отпускает нефть, а 2- принимает. В схеме через один резервуар НПС один резервуар и принимает нефть, и его отпускает. Эти 3 схемы были порождены поршневыми насосами, в этих случаях резервуары играют роль буферных емкостей и уменьшает гидравлический удар. Однако потери нефти достаточно велики вследствия испарений. В схеме из насоса в насос потери малы и полностью используется подпор предыдущей станции. Такая схема используется в НПС с центробежными насосами. Технологическая схема НПС - это принципиальная схема коммуникаций, обеспечивающая проведения операций по перекачке нефти. На рис. 2. дана схема генерального плана головной НПС. Здесь 1 - проходная; 2 - административный корпус; 3 - котельная; 4 - гараж; 5 - ремонтная мастерская; 6 - резервуары с топливом РВС 1000; 7 - подземные ж/б резервуары с водой V=1000 м3; 8- водонасосная; 9 - склады; 10 -электрическая подстанция; 11 - пожарное депо; 12 - площадка регулирующих устройств; 13 - основная насосная; 14 - площадка с предохранителями; 15 - площадка фильтров; 16 - узел учета; 17 - подпорная насосная; 18 - площадка очистных устройств; 19 - резервуары для нефтепродуктов РВС 20000 Рис. 2. Схема генерального плана головной НПС В головной станции нефть после камеры фильтров, где очищается от механических примесей, а затем после узла замера и учета по коллекторам через манифольды (площадка, или помещение, где расположены задвижки, обратные клапаны, фильтры и т.д.) поступает в любой из резервуаров. После отстоя нефть через манифольд поступает в подпорную насосную. Подпорные насосные подает нефть во всасывающую линию основной насосной. Пройдя последовательно работающие насосные агрегаты и узел регулирующих клапанов, нефть под давлением поступает в магистраль. На ГНПС проводит только пуск разделителей и скребков. В промежуточной НПС нефть поступает сразу с давлением подпора от предыдущей станции через узел подключения к магистрали. Затем через фильтры - грязеуловителей попадает во всасывающую линию основной насосной, дальше, как и в случае ГНПС, поступает в магистраль. В отличия от ГНПС в узле подключения промежуточной станции есть устройства приема и запуска скребков и разделителей, есть также обводная линия, позволяющая осуществлять перекачку в случае отключения данной станции. жүктеу/скачать 4,12 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||