Магистральный трубопроводный транспорт России
Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации.
За последние годы резко возросла роль трубопроводного транспорта в российской экономике. Это связано с рядом факторов - увеличение налоговых поступлений в бюджеты различных уровней вследствие роста объемов транспорта нефти, создание новых рабочих мест, развитие экономики регионов и т.д. Итак рассмотрим основные показатели работы трубопроводного транспорта в 1994 – 2002 годах. Объём транспортировки газа с 483 млн.т. в 1994 г. возрос до 514 млн. т. в 2004 г. Объёмы перевозки нефти также значительно увеличились с 300 млн. т. в 1994 г. до 360 млн. т. в 2002г. Транспортировка нефтепродуктов не претерпела значительных изменений по увеличению объёмов.
Системы трубопроводного транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки.
Трубопроводный транспорт активно влияет на формирование и развитие ТЭК страны и отдельных регионов, являясь его неотъемлемой частью, и обеспечивает:
• перекачку добытых и переработанных энергоресурсов;
• выполняет роль распределительной системы комплекса;
• транспортировку энергоресурсов на экспорт в страны ближнего и дальнего зарубежья.
К трубопроводному транспорту относятся магистральные нефте- и газопроводы, а также продуктопроводы. Значимость трубопроводного транспорта для Российской Федерации определяется значительной удаленностью основных месторождений нефти и газа от потребителей, а также высокой долей нефти, нефтепродуктов и газа в экспортном балансе России.
Трубопровод – это магистраль из стальных труб диаметром до 1500 мм. Укладывают на глубину до 2,5 метров. Нефтепроводы оснащены оборудованием для обезвоживания и дегазации нефти, оборудованием для подогрева вязких сортов нефти. Для поддержания необходимого давления устанавливают специальные перекачивающие станции. В начале магистрали – головные, затем через каждые 100 – 150 км. - промежуточные. Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 217 тыс. км., в т.ч. 151 тыс.км. газопроводных магистралей, 46,7 тыс. км. нефтепроводных, 19,3 тыс.км. нефтепродуктопроводных. В состав сооружений трубопроводного транспорта входят 487 перекачивающих станций на нефте- и нефтепродуктопроводах, резервуарные парки вместимостью 17,4 млн. куб.м., а также 247 компрессорных станций, 4053 газоперекачивающих агрегата и 3300 газораспределительных станций. По магистральным трубопроводам перемещается 100% добываемого газа, 99% нефти, более 50% продукции нефтепереработки. В общем объеме грузооборота трубопроводного транспорта доля газа составляет 55,4%, нефти – 40,3%, нефтепродуктов – 4,3%.
Преимущества трубопроводного транспорта:
1. Возможность повсеместной укладки трубопровода.
2. Низкая себестоимость транспортировки.
3. Сохранность качества благодаря полной герметизации трубы.
4. Меньшая материало и капиталоёмкость.
5. Полная автоматизация операций по наливу, перекачки, транспортировки и сливу.
6. Малочисленность персонала.
7. Непрерывность процесса перекачки.
8. Отсутствие отрицательного воздействия на окружающую среду.
Главным недостатком является его узкая специализация, также для рационального использования требуется мощный устойчивый поток перекачиваемого груза.
Классы магистральных нефте- и продуктопроводов
Магистральные газопроводы подразделяются на два класса в зависимости от рабочего давления:
I) при рабочем давлении 2,5 - 10,0 МПа (от 25 до 100 кгс/см2);
II) при рабочем давлении 1,2 - 2,5 МПа (от 12 до 25 кгс/см2).
Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра:
I) при диаметре 1000-1200 мм;
II) 500-1000 мм;
III) 300-500 мм;
IV) менее 300 мм.
Резервуарные парки
Резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов служат: 1) для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи; 2) для учета нефти; 3) для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.).
На резервуарах устанавливаются: 1) оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь нефти (дыхательная арматура, приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой, средства защиты от внутренней коррозии; оборудование для подогрева нефти); 2) оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров (люк-лаз, люк замерный, люк световой, лестница); 3) противопожарное оборудование (огневые предохранители, средства пожаротушения и охлаждения); 4) приборы контроля и сигнализации (местные и дистанционные измерители уровня, сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней нефти, дистанционные измерители средней температуры нефти в резервуаре, сниженный пробоотборник и др.).
В зависимости от того, как организовано прохождение нефти через нефтеперекачивающие станции, различают следующие системы перекачки: 1) постанционная; 2) через резервуар станции; 3) с подключенными резервуарами; 4) из насоса в насос.
Головная перекачивающая станция при последовательной перекачке нескольких групп нефтепродуктов должна располагать вместимостью резервуарного парка, определяемого размерами накопления каждой марки нефтепродукта в соответствии с принятым числом циклов последовательной перекачки и графиком поступления нефтепродуктов в резервуары.
При перекачках одной группы нефтепродукта вместимость резервуарного парка головной перекачивающей станции должна приниматься в размере 3-суточной расчетной пропускной способности нефтепродуктопровода.
Вместимость резервуарного парка головной перекачивающей станции рекомендуется определять по формуле:
(1)
где Кн - коэффициент неравномерности поступления нефтепродуктов в резервуары ГПС (Кн = 1,3);
Км - коэффициент неравномерности работы трубопровода (Км = 1,1);
GiH - годовые объемы бензина и дизельного топлива, подлежащие к перекачке по нефтепродуктопроводу (м3);
NiM - число циклов последовательной перекачки i-го нефтепродукта;
QHmax - максимальная подача в трубопровод, мз/ч,
η - коэффициент использования резервуарной емкости