Уфимский государственный нефтяной технический
университет
А.М. Шаммазов, А.А. Коршак, К. Р. Ахмадуллин
ОСНОВЫ
ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ
УФА, 2000
УДК 622.692.4
ББК 39.71
Ш 19
Утверждено Редакционно-издательским советом УГНТУ
в качестве учебного пособия
Рецензенты:
ОАО «Башкирнефтепродукт»
Начальник отдела ОАО «Уралсибнефтепровод», канд. техн, наук Р.Г. Исхаков
Шаммазов А. М. Коршак А. А., К. Р. Ахмадуллин
Ш 19 Основы трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов:
Учебное пособие. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис, 2000.-160 с.
В учебном пособии приводятся основные сведения о происхождении,
составе и свойствах нефтей, рассмотрена история развития нефтепроводного
транспорта, дается классификация трубопроводов, описываются основные
объекты, сооружения и системы магистральных нефтепроводов, резервуарные
парки и их оборудование, специальные методы перекачки нефтей, источники
их потерь при транспортировке и хранении, принципы нормирования потерь и
методы их сокращения.
Учебное пособие предназначено для работников магистральных
нефтепроводов, обучающихся в системе повышения квалификации или не
имеющих специального образования в области трубопроводного транспорта.
УДК 622.692.4
ББК 39.71
ISBN 5-88333-011-8	© Уфимский государственный нефтяной
технический университет, 2000
© Шаммазов А. М., Коршак А. А.,
Ахмадуллин К. Р., 2000
© ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2000.
ВВЕДЕНИЕ
Известно, что нефть - это очень ценное сырье для нефтеперераба-
тывающей и нефтехимической промышленности. Но для того, чтобы она из
категории полезных ископаемых перешла в категорию сырья, нефть надо
доставить на переработку. Потребность в транспортировке нефтепродуктов
возникает после получения их на НПЗ.
Существует три основных вида транспорта нефти и нефтепродуктов -
водный, железнодорожный и трубопроводный.
Водный транспорт осуществляется с помощью наливных барж и
танкеров. Эксплуатационные затраты при этом виде транспорта в пересчете на
1 тонно-километр сравнительно невелики. Однако водный путь, как правило,
самый протяженный из всех возможных, что существенно удорожает
доставку нефти и нефтепродуктов. Велики и капиталовложения в данном
случае. Кроме того, речной транспорт в нашей стране носит сезонный
характер. Поэтому в пунктах налива и разгрузки судов надо строить
дополнительные емкости для накапливания нефтегрузов на
межнавигационный период.
Железнодорожный транспорт нефти и нефтепродуктов осуществляется
в цистернах. Новое строительство железнодорожной сети для перевозки
нефтегрузов по сравнению . с другими видами транспорта заведомо
экономически нецелесообразно. Кроме того, доставка больших количеств
нефти и нефтепродуктов в одном направлении, во-первых, требует
значительного количества цистерн, а во-вторых, обуславливает пробег пустых
цистерн в обратном направлении. В связи с этим железнодорожный
транспорт нефтегрузов применяют на уже существующей сети при
относительно небольших объемах и дальности перевозки.
Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов имеет ряд
очевидных преимуществ по сравнению с водным и железнодорожным:
-	трасса трубопровода короче трасс других видов транспорта; он
может быть проложен практически в любой местности между любыми
пунктами, находящимися на сколь угодно большом расстоянии друг от друга;
-	трубопроводный транспорт в отличие от других видов транспорта -
непрерывный, что обеспечивает ритмичную работу поставщиков и
потребителей нефтегрузов, позволяет ограничить их запасы в начале и в конце
трассы;
-	потери нефти и нефтепродуктов при трубопроводном транспорте
наименьшие по сравнению с потерями при других способах доставки;
-	трубопроводный транспорт наиболее механизирован и автома-
тизирован.
В данном учебном пособии дается классификация трубопроводов,
описываются основные объекты, сооружения и системы магистральных
нефте- и нефтепродуктопроводов, резервуарные парки и их оборудование,
специальные методы перекачки нефтей, технология последовательной
3
перекачки нефтепродуктов, источники потерь нефтегрузов при
транспортировании и хранении, принципы нормирования потерь и методы
их сокращения. Кроме того, даны сведения о происхождении и составе нефтей,
свойствах нефтей и нефтепродуктов, рассмотрена история развития
трубопроводного транспорта.
Для более углубленного изучения вопросов трубопроводного транспорта
нефти и нефтепродуктов можно воспользоваться литературой, список которой
приведен в конце пособия.
4
ГЛАВА 1.
ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТАХ
1.1.	Нефть и нефтепродукты в истории человечества
Нефть известна человечеству с давних времен. Уже за 6000 лет до
нашей эры люди использовали нефть для освещения и отопления. Наиболее
древние промыслы находились на берегах Евфрата, в Керчи, в китайской
провинции Сычуань. Упоминание о нефти встречается во многих древних
источниках (например, в Библии упоминаются смоляные ключи в
окрестностях Мертвого моря).
Почему же нефть называется нефтью?
В языках многих народов мира встречаются слова, сходные по
звучанию со словом "нефть". В настоящее время считается, что исходным
для образования слова "нефть" было мидийское слово "нафата", что
означало "просачивающаяся", "вытекающая". Государство Мидия
существовало в IX-VI веках до н. э. на границе территорий современных
Азербайджана и Ирана. Когда персы завоевали Мидию, то вместе с
клинописной письменностью и многими другими достижениями культуры
позаимствовали слово "нафата". Постепенно оно трансформировалось в
"нефт". Этим словом обозначались колодцы, из которых добывали нефть
для священного огня.
Позднее от слов "нефт" и "нафата" возникло греческое слово "нафта".
Эти три слова затем вошли во многие другие языки.
В странах Западной Европы, где все научные сочинения в
средние века писали на латыни, для обозначения нефти широко
используются слова, производные от латинского слова "петролеум", т.
е. каменное масло ("петрос" - камень, "олеум" - масло): в Англии
"петролеум",’ во Франции и Румынии - "петроль", в Италии - "петролио".
Другое широко распространенное название нефти - "ойл" -
означает также "масло", "растительное масло". Так как нефть считали
"каменным маслом", то слово "ойл" стало применяться и для ее обозначения.
Как уже отмечалось, нефть широко применялась для
освещения. Так, когда в 330 г. до н. э. войска Александра Македонского
дошли до Каспийского моря, то они обнаружили, что в отличие от
древних Египта, Рима и Греции, где светильники заправлялись оливковым
маслом, местные жители использовали для этого нефть.
Нефть с давних времен применялась и как лекарственное средство.
Считалось, что белая нефть излечивает от простудных заболеваний, а черная -
от кашля. Египтяне использовали нефтяные масла при бальзамировании.
Однако наиболее громкую славу нефти принесло ее использование
в военных целях. Самым страшным оружием древности был так
называемый "греческий огонь". Считается, что его создателем является грек
Каллиниколос из Гелиополиса. Согласно историческим хроникам, в 673 г.
5
нашей эры во время осады Константинополя арабами, он передал
византийскому императору рецепт зажигательного состава, названного
позднее "греческим огнем".
Состав, помещенный в закрытый сосуд, выбрасывался метательной
машиной на неприятеля. В рукописях говорится, что, выливаясь из
разбившегося сосуда, в соединении с воздухом смесь воспламенялась.
Залить "греческий огонь" было невозможно: вода лишь усиливала его горение.
Особенно эффективен "греческий огонь" был в борьбе с кораблями
противника. Так, во время атаки арабов на Константинополь греки
подпустили вражеские корабли поближе, а затем неожиданно вылили и
море огромное количество зажигательной смеси. Более суток длился этот
пожар, в результате которого сгорел почти весь арабский флот.
Состав "греческого огня" хранился в глубокой тайне. Лишь спустя
400 лет после поражения у стен Константинополя арабским алхимикам
удалось установить, что основу "греческого огня" составляет смесь нефти с
серой и селитрой...
Первым нефтепродуктом, с которым познакомилось человечество, был
асфальт, представляющий собой вязкое смолистое вещество, получаемое в
результате длительного выветривания нефти. Слово "асфальт" ввел в
литературу Геродот, описавший в 460...450 г.г. до н.э. в "Истории греко-
персидских войн" персидские и месопотамские асфальтовые месторождения.
"Асфальт" - производное от слова "асфалес" (прочный, крепкий, надежный).
Древние называли асфальт природной смолою, а современное его название -
природный битум.
Широко известен библейский миф о всемирном потопе, во время
которого спасся только Ной и его семья, благодаря тому, что он
заблаговременно построил ковчег, который для гидроизоляции осмолил
снаружи и изнутри природной смолою (асфальтом, природным битумом).
Однако в настоящее время установлено, что библейский миф имеет более
древнюю историю.
Прототипом библейского Ноя, который после всемирного потопа
стал родоначальником всего человечества, да еще и спас на своем
ковчеге "каждой твари по паре", был ассиро-вавилонский Ут-Напиштим.
История того, как он спасся, изложена на 12 глиняных табличках,
датируемых примерно 2500 г. до и. э. В них в частности, говорится, что свой
ковчег он осмолил асфальтом.
В 700 - 500 гг. до н. э. в Вавилоне асфальт использовали как
водонепроницаемое вещество при создании "висячих садов"
Семирамиды - одного из семи чудес света, а также туннеля длиной 1 км
под р. Евфрат.
Асфальт широко использовался и как связующее вещество. В
Библии рассказывается, что при строительстве легендарной Вавилонской
башни вместо цемента при кладке использовалась "земляная смола", т. е.
асфальт. Наиболее старые участки Великой китайской стены за 400 лет до н. э.
6
сооружены на природном битуме. Крепостные стены в Мидии по
свидетельству греческого историка Ксенофонта (около 400 г. до н. э.)
были построены из обожженных кирпичей, скрепленных битумом.
Асфальт применялся и для получения твердых покрытий. Когда
после открытия Америки испанцы проникли в 1532 г. в Перу, они
обнаружили там древние дороги, покрытые асфальтом. В Древнем Египте в
амбарах для хранения зерна (3000 г. до н. э.) пол и стены покрывали
асфальтом. В Азербайджане природный асфальт ("кир", по-местному)
использовали для покрытия плоских крыш жилых и других зданий.
После крушения великих цивилизаций природный асфальт как
строительный материал очень долго не использовался. Новая история
асфальта начинается только в XIX веке. В 1832 - 1835 гт. в Париже были
выполнены первые значительные работы по мощению городских улиц и
тротуаров асфальтом. В 1836-1840 гг. были заасфальтированы тротуары в
Лондоне, Филадельфии, Лионе, Вене и других городах. Несмотря на
очевидные достоинства асфальтовых дорог, у них нашлись противники. Те,
кто выполнял работы по мощению улиц с помощью традиционных
материалов, стали утверждать, что на "асфальтовой мостовой лошади очень
скоро портятся". Чтобы разрешить возникший спор, в Лондоне на одной из
оживленных асфальтированных улиц были проведены специальные
наблюдения, показавшие, что за 36 дней из 468000 лошадей упала только
201 лошадь. Кроме того, было установлено, что "лошади, падая на асфальте"
не стирают себе кожи на коленях", а коляски, фаэтоны и омнибусы из-за
отсутствия тряски требуют гораздо меньшего ремонта и не создают шума
при движении. После этого асфальт начал свое победное шествие по городам
мира.
В России асфальт был впервые применен в 1865 г., когда
заасфальтировали террасы Зимнего Дворца в Петербурге. С 1866 г. в
Петербурге стали асфальтировать дворы, тротуары, улицы и площади. В 1869-
1873 г.г. им были покрыты улицы в Кронштадте, Риге, Москве, Одессе, Киеве,
Харькове и Тамбове. Примечательно, что для производства всех работ
использовался асфальт, закупленный за рубежом. Только в 1874 г. в России
был построен первый асфальтовый завод вблизи Сызрани. Он существует и в
настоящее время.
Современные дороги покрыты асфальтом, изготовленным на базе
нефтяных битумов, получаемых в результате окисления воздухом тяжелых
остатков перегонки нефти при температуре 239-340 °C. Этот процесс был
разработан в 1896 г., а внедрен в производство в 1914 г.
В целях освещения человечество использовало различные средства:
лучину, оливковое масло, нефть, животные жиры и др. В 1830 г. австрийский
химик К. Рейхенбах впервые получил осветительное масло путем сухой
перегонки дерева, торфа и каменного угля. Полученный продукт он назвал
"фотоген" (от греческих слов "фотос" - свет и "генос" - рождение), т.е. "свет
рождающий" или "свет дающий". Позже словом "фотоген" стали называть
7
светлую прозрачную жидкость, получаемую при перегонке нефти
(современный керосин).
Первый в мире нефтеперегонный завод был построен в 1745 г.
российским предпринимателем Ф. С. Прядуновым на реке Ухте. Завод
просуществовал до 1782 г., перерабатывая ежегодно до 2000 пудов нефти.
В 1825 г. около г. Моздока крепостные крестьяне братья Дубинины
построили нефтеперегонный завод, просуществовавший 25 лет. В 1837 г.
нефтеперегонный завод в 15 верстах от Баку построил горный инженер Н. И.
Воскобойников. В 1869 г. в Баку существовало уже 2 фотогеновых завода, в
1872 г.-57, в 1876 г,- 146.
Откуда же появилось слово "керосин"? В 1846-1847 гг. производство
осветительного масла из каменного угля организовал в США А. Геснер.
Ошибочно полагая, что масло при этом образуется в результате разложения
содержащегося в угле вещества, аналогичного воску, он назвал полученную
жидкость "керосен ойл" (от греческого "керос" - воск), т.е. "восковое масло". В
разговорной речи словосочетание "керосен ойл" постепенно преобразовалось в
одно слово "керосин". Когда в пятидесятых годах XIX в. осветительное масло в
США начали получать из нефти, то его также назвали "керосином".
Американский продукт быстро завоевал рынок не только в США, но и в
Европе. Во второй половине XIX в. он полностью вытеснил в Европе фотоген,
получаемый из угля, а затем завоевал и рынок России. После того, как в
результате конкурентной борьбы американский продукт был полностью
вытеснен российским, "керосином" стали называть отечественный "фотоген",
получаемый при перегонке нефти.
В настоящее время "керосином" называют фракцию нефти, которая
выкипает в температурных пределах от 175 до 300 °C. Различают "керосин
осветительный", используемый для освещения, "керосин тракторный",
применяемый в качестве горючего для тракторов, и "керосин авиационный" -
топливо для реактивных двгателей.
С первых дней своего возникновения процесс переработки нефти был
подчинен получению керосина (фотогена). Однако при этом получалось два
побочных продукта. Один из них - более легкая фракция нефти, чем керосин -
получил название "бензин" (от искаженного арабского "любензави" - горючее
вещество), а другой - густая грязно-черная жидкость, получаемая в остатке и
названная "мазутом" (от арабского "мазкулат" - отброс). Длительное время оба
они считались ненужными продуктами.
Однако в 1866 г. А. И. Шпаковский изобрел паровую форсунку, в
результате чего мазут начал применяться в топках как топливо. Затем из мазута
стали вырабатывать смазочные масла. А в 1890 г. выдающийся русский
инженер В. Г. Шухов предложил способ расщепления тяжелых углеводородов
мазута с целью получения светлых нефтепродуктов, получивший название
"термический крекинг".
Около 100 лет бензин оставался опасным и ненужным продуктом. Только
изобретение двигателя внутреннего сгорания русским изобретателем Игнатием
8
Костовичем в 1879 г. открыло дорогу его широкому применению. О росте
спроса на бензин можно судить по росту количества автомобилей с
карбюраторным двигателем, в 1896 г. в мире их было около 4, а в 1910 г. - 10
млн.
В настоящее время нефть служит сырьем для производства не только
топлив, но также масел, смазок и многих других продуктов.
Синтетический каучук, вырабатываемый из нефти, является основой
для изготовления всевозможных резиновых изделий. Основной
потребитель каучука - автомобильная промышленность; на покрышки
одного "Москвича" требуется 24 кг, а на шины самосвала "БелАЗ" -2т
каучука.
Пластмассы - еще один широко применяемый продукт
переработки нефти. Они используются при изготовлении автомобилей, в
самолете- и ракетостроении, в машиностроении и в быту. В самолетах
гражданской авиации из пластмассы изготовлено около 60 тысяч различных
деталей. На каждую автомашину "Форд" расходуется более 100 кг пластмасс.
Трудно представить себе жизнь без разнообразных предметов
одежды, полученных из синтетических волокон, основой для
производства которых служит нефть. Синтетические ткани широко
используются как электроизоляционный и облицовочный материал в
автомобилях, железнодорожных вагонах, морских и речных судах, для
изготовления рыболовных снастей, парашютов.
Из нефти получают самые различные моющие вещества, спирты,
гербициды, взрывчатые вещества, медицинские препараты, серную
кислоту, синтетический белок и многое другое.
1.2.	Состав нефтей
В химическом отношении нефть - эта сложная смесь углево-
дородов и углеродистых соединений. Она состоит из углерода (84 - 87%),
водорода (12 - 14%), кислорода, азота и серы.
В нефтях выделяют углеводородную, асфальто-смолистую части,
порфирины, серу и зольную часть.
Основная составляющая нефти - углеводороды (парафиновые,
нафтеновые и ароматические). Парафиновые углеводороды (химическая
формула СпН,п+2) также называют предельными. Если количество атомов
углерода в молекуле колеблется от 1 до 4, то это газ; если - от 5 до 16, то это
жидкость; если - выше 16, то это твердое тело. Нафтеновые углеводороды
(химическая формула СпН2п) напоминают парафиновые, но в отличие от них
имеют циклическое строение. Ароматические углеводороды (химическая
формула СпН2п.б) также имеют циклическое строение, но с двойными связями.
Асфальто-смолистая часть нефти - это темно-окрашенное вещество,
частично растворимое в бензине. Растворяемая часть называется асфальтом,
нерастворяемая - смолой.
9
Порфирины - это азотистые соединения, которые образовались, как
считается, из хлорофилла растений и гемоглобина животных.
Сера содержится в нефтях либо в свободном состоянии, либо в виде
соединений - сероводорода и меркаптанов.
Зольная часть - это остаток, получающийся при сжигании нефти. Ее
составляют соединения железа, никеля, ванадия, натрия и других веществ.
Нефть обычно имеет темный цвет (хотя известны нефти желтого,
синего, красноватого цвета и прозрачные), резкий специфический запах,
масляниста на ощупь.
1.3.	Происхождение нефти
Считается, что за время существования нефтяной промышленности
человечеством добыто около 85 млрд, т нефти и оставлено в недрах
отработанных месторождений 80 - 90 млрд. т. Только в 1987 г. во всем мире
было добыто 2,9 млрд, т нефти. Ее запасы в мире исчисляются многими
триллионами тонн.. Что же за подземная "фабрика" производит нефть в таких
количествах ?
Известно две теории о происхождении нефти: неорганическая и
органическая.
Сторонники неорганической теории считают, что нефть обра-
зовывалась в недрах Земли из минеральных веществ. Сторонником этой
теории был Д. И. Менделеев, полагавший, что нефть образовалась в недрах
Земли в результате взаимодействия карбидов железа с поверхностной водой,
проникшей сюда в ходе горообразовательных процессов.
Разновидностью теории о неорганическом происхождении нефти
является предположение о том, что углеводороды изначально присутствовали
в первичном газопылевом облаке, из которого образовалась Земля и другие
планеты Солнечной системы.
Большинство специалистов разделяет теорию об органическом
происхождении нефти. Основным источником биомассы для образования
нефти являются микроорганизмы - планктон, содержащийся в воде озер,
рек и морей. По мере отмирания микроорганизмы опускаются на дно, где,
в основном, разрушаются благодаря деятельности бактерий. Только около
1% органического вещества захороняется в глинистых, песчаных и
карбонатных осадках без разложения и становится "сырьем" для
образования нефти. Чтобы процесс пошел, необходима повышенная
температура. Выглядит это так. Пласт осадков, образовавшихся на дне,
постепенно прогибается, пласты пород с рассеянной органикой
перекрываются новыми и новыми слоями. По мере погружения в пласте
постепенно увеличиваются давление и температура и начинается процесс
образования углеводородов. На глубине 2 - 3 км при температуре 100 °C и
выше этот процесс происходит наиболее активно. В дальнейшем
образовавшаяся нефть под действием горного давления и капиллярных сил
10
мигрирует по проницаемым породам-коллекторам пока не попадет в
"ловушку" - пласт, который способен удержать нефть в виде залежи.
Вскрывая подобные "ловушки", нефтяники открывают нефти выход на
поверхность земли.
Необходимо отметить, что проблема происхождения нефти на
сегодняшний день окончательно не решена. Время от времени появляются
новые гипотезы. В одной из последних предлагается в качестве "исходного
материала» для образования углеводородов считать колонии анаэробных
(живущих в отсутствии кислорода) бактерий.
Поскольку образование нефти занимает многие миллионы лет, ее
относят к невозобновляемым видам сырья.
1.4.	Номенклатура и основные эксплуатационные характеристики
нефтепродуктов, перекачиваемых по трубопроводам
Классификация нефтепродуктов
Нефтепродукты классифицируются по типу, группе, подгруппе, марке,
виду и сорту.
Тип нефтепродукта - это совокупность нефтепродуктов одинакового
функционального назначения (топливо, масло, смазка, кокс, битум, сжиженные
нефтяные газы).
Под группой нефтепродуктов понимается совокупность
нефтепродуктов, входящих в один тип и имеющих сходные свойства и области
применения (бензин, дизельное топливо, печное топливо, керосин, топливо для
реактивных двигателей).
Подгруппа нефтепродуктов представляет собой совокупность
нефтепродуктов, входящих в одну группу и имеющих сходные показатели
качества и условия применения (бензин автомобильный, бензин авиационный,
дизельное топливо для быстроходных дизелей и судовых газовых турбин,
дизельное топливо для автотракторных, тепловозных и судовых дизелей,
печное топливо, топливо газотурбинное, керосин осветительный, топливо для
реактивных двигателей с дозвуковой скоростью, топливо для реактивных
двигателей со сверхзвуковой скоростью и т. д.).
Марка нефтепродукта - это индивидуальный нефтепродукт (название
номерное или буквенное обозначение), состав и свойства которого
регламентированы номативно - технической документацией (бензин А-76,
АИ-93, дизельное топливо "Л", дизельное топливо "3", керосин осветительный
КО-ЗО и т. д.).
Под видом нефтепродукта понимается совокупность нефтепродуктов,
входящих в одну марку, но имеющих разные значения по одному из
показателей качества Государственного стандарта (бензин летний, бензин
зимний, дизельное топливо летнее, дизельное топливо зимнее и т. д.). Сорт
11
нефтепродукта устанавливается в результате градации нефтепродукта
определенного вида по одному или нескольким показателям качества,
зафиксированным нормативной документацией в зависимости от значений
допускаемых отклонений показателей качества (бензин этилированный, бензин
неэтилированный, дизельное топливо с содержанием серы 0,2 % и т. д.).
По нефтепродуктопроводам перекачивают следующие светлые
нефтепродукты: автомобильные бензины, дизельные топлива, керосин, топливо
для реактивных двигателей, топливо печное бытовое.
В качестве источников тепловой энергии для двигателей внутреннего
сгорания применяют в основном бензин и дизельное топливо. Их
эксплуатационные свойства зависят от их химического состава и физических
свойств, которые определяются качеством нефти, технологией ее переработки,
а также применяемыми присадками и специальными добавками.
Тип двигателя и его конструктивные параметры определяют требования,
предъявляемые к качествам топлив (табл. 1.1., 1.2.).
Бензины автомобильные
По трубопроводам перекачиваются этилированные и неэтилированные
бензины марок А-72, А-76 и АИ-93. Все бензины делятся на следующие виды:
-	летние, предназначенные для применения во всех районах, кроме
северных и северо-восточных, в период с 1 апреля по 1 октября; в южных
районах - в течение всех сезонов;
-	зимние, предназначенные для применения в течение всех сезонов в
северных и северо-восточных районах, и с 1 октября по 1 апреля - в остальных
районах.
Эксплуатационные свойства автомобильных бензинов определяются их
детонационной стойкостью, фракционным составом, химической
стабильностью, содержанием серы.
12
Таблица 1.1.
Основные эксплуатационные свойства
Свойства	Физико-химические показатели, влияющие на эксплуатационные свойства	
	дизельного топлива	бензина
Прокачиваемость, обеспече- ние нормальной работы топливной аппаратуры	Вязкость, температура помутнения и застыва- ния	Фракционный состав, температура застывания
Испаряемость	Химический и фракци- онный составы, темпе- ратура выкипания 50 и 96 % топлива	Фракционный состав, температура начала и конца кипения, темпе- ратура выкипания 10, 50, 90 % бензина. Упругость паров
Характер работы двига- теля, нарастание давления на 1 поворота коленчатого вала	Цетановое	число, температура самовоспламенения, химический состав	-
Антидетонационные свойства	-	Октановое число, хими- ческий состав
Стабильность	Химический состав, содержание нафтеновых кислот, наличие воды	Индукционный период
Противоизносные свойства и полнота сгорания	Наличие механических примесей, соотношение топлива и воздуха в смеси, вязкость, фракционный состав	Наличие механических 1 примесей, химический и| фракционный составы, коэффициент избытка воздуха
Коррозионность топлива и продуктов его сгорания	Наличие водорастворимых кислот и щелочей, активных сернистых соединений и воды, количество органических кислот (кислотность), содержание серы	
Скорость смоло- и нагарообразования на горячих деталях	Содержание фактических смол, механических примесей, непредельных углеводородов, смоло- образующих веществ	
Тепловая ценность	Теплота сгорания топлива, коэффициент избытка воздуха в рабочей смеси	
13
Таблица 1.2.
Влияние изменений показателей свойств топлива на работу двигателей машин
Показатель	Характер изменения показателя относительно нормы	Влияние изменения на работу двигателя	Признаки, характеризующие нарушения в работе двигателя
1	2	3	4
Октановое число	Уменьшение показателя	Проявляется	процесс детонации	Металлический	стук	в цилиндрах, вибрация	в двигателе, перегрев головок цилиндра, дымный выхлоп, снижается мощность двигателя
	Увеличение показателя	Обеспечивается возможность увеличения степени сжатия	Повышается	мощность двигателя при нормальной работе
Цетановое число	Уменьшение ниже 40	Ухудшаются пусковые качества топлива	Двигатель не заводится
Фракционный состав: Температура выкипания 10	% топлива	Повышена	Ухудшаются пусковые качества топлива	Затруднен пуск двигателя
	Понижена	Образуются паровые пробки в системе питания	Двигатель	работает	с перебоями
Температура выкипания 50	% топлива	Понижена	Ускоряется прогрев двигателя	Возможность более быстрого перехода с малых на большие обороты коленчатого вала
Температура выкипания 90	% топлива	Повышена	Лучшие условия для сгорания топлива	Снижается	вредность выхлопных газов
Продолжение табл. 1.2.
1	2	3	4
Содержание фактических смол	Больше нормы	Образуется нагар, осаждение смол на деталях камеры сгорания	Засоряются насадки форсунок, на свечах образуется нагар
Температура вспышки	Ниже нормы	Опасность	в	пожарном отношении	Пары топлива вспыхивают при открытом пламени
Температура застывания	Ниже температуры окружа- ющего воздуха на 10-15 °C	Ухудшается подача топлива в цилиндры	Не запускается, глохнет двигатель
Температура помутнения	Ниже нормы	Парафин осаждается на фильтрах	Перебои в подаче топлива
Вязкость	Ниже нормы	Утечки топлива в соединениях топливной системы	-
	Выше нормы	Ухудшается распыление и не полностью сгорает топливо	Задымленность выхлопных газов
Загрязненность	Наличие	механических примесей	Повышается износ цилиндро - поршневой группы и топливной аппаратуры	Заедание игл и плунжеров, засорение насадок и форсунок, жиклеров	карбюраторов, загрязнение фильтров
	Наличие воды	Снижение	теплотворной способности топлива	Перебои в работе двигателя из- за ухудшения процесса горения
Содержание серы	Выше нормы	Образующиеся при сгорании окислы при взаимодействии с влагой превращаются в серную кислоту, вызывая постоянную коррозию в зоне высоких температур;	Разрушаются система выпуска газов и подшипники из свинцовистой	бронзы, образуются твердые нагары и отложения, увеличивающие абразивный износ
Детонационная стойкость - наиболее важный показатель,
характеризующий качество автомобильного бензина. Детонационная стойкость
бензинов выражается в октановых числах (ОЧ), определяемых на специальных
одноцилиндровых установках моторным (ГОСТ 511-82) или исследовательским
(ГОСТ 8226-82) методом, а также методом детонационных испытаний на
автомобильных двигателях в стендовых и дорожных условиях (ГОСТ 10373-
75). Октановое число бензина равно количеству изооктана в с смеси с н-
гептаном, эквивалентной по детонационной стойкости испытуемому бензину.
Как правило, октановое число, определяемое по исследовательскому
методу, несколько выше, чем по моторному.
Чем выше степень сжатия двигателя, тем выше требования к
антидетонационным свойствам бензина и одновременно тем выше удельные
мощностные показатели двигателя и топливная экономичность (табл. 1.З.).
однако последнее качество достигается только при хорошем техническом
состоянии и правильной регулировке всех систем двигателя и машины в целом.
Таблица 1.3.
Требования к детонационной стойкости бензинов в зависимости
от степени сжатия и форсировки автомобильных двигателей
Степень сжатия	Октановое число по исследовательскому методу для двигателей с форсировкой		
	высокой	средней	малой
6,5	88	82	76
7,0	92	87	82
7,5	96	91	86
8,0	98	94	90
8,5	100	96	92
Применение на двигателях бензина с октановым числом, меньше
требуемого, недопустимо, так как это приводит к возникновению детонации в
цилиндрах, которая может вызвать перегрев двигателя, привести к его
ускоренному износу и повышению расхода бензина, а также к серьезным
нарушениям в работе двигателя и даже отказам из-за прогара прокладки
головки блока цилиндров, детонационного разрушения днищ поршней и т. д.
Использовать в двигателе бензин с октановым числом выше требуемого
также не следует из-за увеличения теплонапряженности двигателя и
возможного прогара выпускных клапанов, а главное - такое нерациональное
применение высокооктанового бензина убыточно.
Для повышения детонационной стойкости бензинов и соответственного
повышения октанового числа в них вводят тетраэтилсвинец (ТЭС) в количестве
16
до 3,3 г на 1 кг бензина. Тетраэтилсвинец является ядовитым веществом.
Поэтому при работе с этилированными бензинами необходимо соблюдать меры
предосторожности.
Фракционный состав бензинов характеризуется температурами
перегонки 10, 50, 90 % бензина и конца его кипения. Фракционный состав
наряду с детонационной стойкостью является одним из важнейших показателей
качества автомобильных бензинов, т. к. влияет на надежность пуска,
длительность прогрева и износостойкость двигателя.
Летние бензины имеют более тяжелый фракционный состав, чем зимние.
Скорость прогрева двигателя и динамика разгона автомобиля зависят от
температуры выкипания 50 % бензина, которая для зимних бензинов не должна
превышать 100 °C, а для летних - 110 °C. Полнота испарения бензина в
двигателе зависит от температур перегонки 90 % бензина и конца его кипения.
Если эти температуры чрезмерно велики, то бензин не успевает полностью
испариться во впускном трубопроводе двигателя и поступает в цилиндры в
жидком виде. В результате с трущихся поверхностей смывается смазка и
усиливается износ деталей. Кроме того, поскольку неполностью испарившийся
бензин сгорает медленно и недостаточно полно, повышается нагарообразование
в камере сгорания двигателя.
Химическая стабильность характеризуется способностью бензина
противостоять химическим изменениям при хранении, транспортировании и
применении. Химическая стабильность бензина зависит от состава и строения
содержащихся в нем углеводородов и неуглеводородных примесей. Для ее
повышения применяют антиокислительные присадки (стабилизаторы).
Содержание серы предопределяет коррозионную активность бензинов.
Применение сернистых автомобильных бензинов приводит к сокращению
ресурса работы двигателей в результате быстрого износа основных деталей, а
также к снижению его мощности.
Содержание серы в бензинах проверяют анализом на медной пластинке.
Оно не должно превышать 0,10 - 0,15 %.
Кроме того, бензины должны быть химически нейтральными, не
содержать механических примесей и воды.
Дизельные топлива
По трубопроводам перекачиваются дизельные топлива: летнее, зимнее и
экспортное.
Отечественная промышленность в соответствии с требованиями ГОСТ
305-82 для различных условий применения вырабатывает топливо трех марок:
Л - летнее для использования при положительной температуре;
17
Таблица 1.4.
Показатели качества автомобильных бензинов
Показатель	А-72	А-76	АИ-93
Детонационная стойкость (октановое число): - по моторному методу, не менее - по исследовательскому методу (ГОСТ 8226-82), не менее	72	76	85 93
Масса свинца (ГОСТ 2177-82), г/кг, не более	-	0,24	0,80
Фракционный состав (ГОСТ 2177-82): -	температура начала выкипания бензина летнего вида, С, не ниже -	конец выкипания бензина, °C, не выше: летнего зимнего -	остаток и потери, %, не более	35 195 185 4	35 195 185 4	35 205 195 4
Давление насыщенных паров для бензина летнего (ГОСТ 1756-52), МПа, не более	-	-	0,06
Кислотность (ГОСТ 5985-79), мг КОН на 100 мл бензина, не более	3	1	3
Концентрация фактических смол на месте потребления бензина (ГОСТ 1567-83, 8489- 85), мг/100 мл , не более	10	10	7
Индукционный период (ГОСТ 4039-88), мин, не менее	600	900	900
Массовая доля серы (ГОСТ 19121-73), %, не более	0,12	0,10	0,10
Содержание механических примесей и воды (ГОСТ 6370-83, 2477-65)	отсутствуют		
Цвет	-	желтый	оранжево- красный
Примечание: В маркировке бензинов буква А обозначает, что бензин
является автомобильным, буква И - что октановое число
определяется по исследовательскому методу, цифры
указывают минимально допустимое октановое число.
18
3 - зимнее для эксплуатации при температуре окружающего воздуха до
-20 °C с температурой застывания (потеря подвижности) не выше -35 °C. В тех
случаях, когда двигатели эксплуатируют при температуре до -35 °C,
используют зимнее топливо с температурой застывания не выше -45 °C;
А - арктическое для эксплуатации при температуре окружающего воздуха
до -50 °C, с температурой застывания не выше -55 °C.
В стандартах на дизельное топливо, кроме температуры застывания,
нормируют температуру помутнения, при которой топливо теряет фазовую
однородность. Для летних сортов топлива она не выше -5 °C (температура
застывания-10 °C), для зимних - на 10 °C выше температуры застывания
(-25 °C и -35 °C). Для обеспечения надежной работы необходимо, чтобы
температура помутнения была на 6-8 °C, а застывания - на 10-15 °C ниже
температуры окружающего воздуха.
В зависимости от содержания серы вырабатывают дизельное топливо
двух видов: 1 - содержание серы не более 0,2 %, 2 - содержание серы не более
0,5 % (для арктического - 0,4 %).
Температура вспышки, при которой пары топлива в смеси с воздухом
вспыхивают при поднесении огня, характеризующая испаряемость и
огнеопасность, для топлива марки Л должна быть не ниже 40 °C, марки 3 - не
ниже 35 °C.
В условные обозначения марок летнего топлива для высокооборотных
дизелей входят массовая доля серы и температура вспышки, зимнего -
количество серы и температура застывания: Л-0,5-40 - летнее топливо с
содержанием серы до 0,5 % и температурой вспышки не менее 40 °C; 3-0,2-
минус 35 - зимнее топливо с одержанием серы 0,2 % и температурой
застывания не выше -35 °C. В условном обозначении арктического топлива
указывают только массовую долю серы: А-0,4 или А-0,2. Дизельное топливо,
выпускаемое со Знаком качества, проходит более глубокую очистку. У него на
0,13-0,15 % снижено содержание серы, улучшен фракционный состав,
повышено цетановое число, уменьшено содержание смолообразующих
веществ. Все марки зимнего топлива взаимозаменяемы. Это относится и к
летним маркам.
В топливе для высокооборотных дизелей не допускается наличие
механических примесей. При их накоплении в процессе перевозки, хранения,
приемо-отпускных операций при любой температуре окружающего вохдуха
может нарушаться нормальная подача и процесс смесеобразования. Это
происходит в результате засорения фильтров тонкой очистки, нарушения
нормальной работы насоса высокого давления, засорения отверстий
распылителей форсунок и др. И конечно, при использовании загрязненного
топлива снижается долговечность двигателя, повышается износ многих
деталей. В результате износа увеличиваются зазоры в прецизионных парах
топливного насоса, падает мощность, растет расход топлива.
Зимние сорта топлива по сравнению с летними имеют облегченный
фракционный состав - 96 % топлива выкипает при температуре не выше 340 °C
19
(летние - не выше 360 °C) и меньшую вязкость (1,8-5 мм2/с), которая
нормируется при температуре 20 °C (летние - 3-6 мм2/с).
Характер изменения вязкости для всех нефтепродуктов одинаков (с
повышением температуры вязкость уменьшается, а с понижением - возрастает,
особенно интенсивно при отрицательной температуре), а абсолютное
изменение зависит от химического состава. Наиболее заметно изменение
температуры влияет на вязкость летних сортов. Изменение вязкости
относительно нормируемых значений (как уменьшение, так и увеличение)
оказывает отрицательное влияние на работу двигателя.
Чем выше значение вязкости при температуре 20 °C, указанной в
паспорте качества, тем сильнее изменения, происходящие при понижении
температуры. Летние сорта загустевают уже при температуре минус 5-10 °C,
поэтому возрастает сопротивление движению топлива по трубопроводам,
особенно высокого давления. При значительном повышении вязкости
нарушается нормальная работа топливоподающей аппаратуры, иногда подача
прекращается. Зимние сорта сохраняют подвижность до более низкой
температуры (минус 25-35 °C).
Если значение вязкости становится ниже нормируемого, то это приводит
к увеличению износа деталей топливоподающей системы, повышению расхода
топлива, уменьшению долговечности работы двигателя. В высокооборотных
дизелях топливо является не только источником получения энергии, но и
смазочным веществом для прецизионных пар топливного насоса. Чем ниже
вязкость, тем хуже смазывающие свойства и больше износ деталей. Особенно
заметно это проявляется при недостаточно высоком давлении распыла (до 15-
20 МПа).
Если значение вязкости достигает 6-7 мм7с и более при температуре 20
°C, то ухудшаются процесс смесеобразования и полнота сгорания, смесь
догорает при такте расширения, двигатель дымит, расход топлива возрастает,
мощность падает. На процесс смесеобразования и полноту сгорания также
отрицательно влияют утяжеление фракционного состава, увеличение плотности
и поверхностного натяжения.
Воспламеняемость дизельного топлива, зависящую от его химического
состава, оценивают цетановым числом. Его устанавливают методом сравнения
процесса горения испытуемого топлива с эталонным. Испытания проводят на
одноцилиндровой установке, работающей с переменной степенью сжатия. В
качестве эталонов приняты цетан и ot-метилнафталин. Первый обеспечивает
мягкую работу двигателя, его цетановое число принято за 100 ед., второй очень
трудно окисляется и воспламеняется, его цетановое число принято за 0.
Цетановым числом топлива называют процентное содержание цетана в
искусственно приготовленной смеси, которая состоит из цетана и а-
метилнафталина и по характеру сгорания равноценна испытуемому топливу.
Для дизельного топливавсех марок цетановое число не должно быть ниже
45. При этом двигатель пускается легко и быстро, период задержки
самовоспламенения невелик, давление на 1 поворота коленчатого вала
20
нарастает плавно. Иногда для повышения цетанового числа в топливо
добавляют до 1 % присадки (изопропилнитрат). Использование топлива с
цетановым числом выше 50 нецелесообразно, так как процесс сгорания
практически не улучшается. Чем выше частота вращения коленчатого вала, тем
большее влияние оказывают физико-химические свойства топлива на процессы
подачи, смесеобразования, воспламенения, полноту сгорания
Коррозионная активность топлива для высокооборотных дизелей
невысока, так как водорастворимых кислот и активных сернистых соединений
нет, а количество органических кислот в соответствии со стандартом не
превышает 5 мг/100 мл. Содержащиеся неактивные сернистые соединения
имеют нейтральную реакцию и на металл не действуют. Наличие воды в
топливе не допускается, но при неправильном хранении, транспортировке,
приемо - отпускных операциях она может накапливаться. Вода приносит очень
большой вред: в теплое время года увеличивается коррозия; при отрицательной
температуре образуются кристаллики льда, ухудшающие прокачиваемость и
работу фильтрующих элементов; в присутствии воды и нафтеновых кислот в
топливе образуются студенистые осадки, забивающие, накапливающиеся на
деталях топливоподающей системы.
Способность топлива не забивать фильтры оценивают коэффициентом
фильтруемости. Его определяют, последовательно пропуская через бумажный
фильтр 10 порций топлива объемом по 2 мл , как отношение времени
фильтрации последних 2 мл топлива ко времени истечения первых 2 мл. В
соответствии со стандартом коэффициент фильтруемости не должен быть более
3. При загрязнении и обводнении топлива коэффициент фильтруемости
значительно возрастает.
Продукты сгорания дизельного топлива всегда коррозионно агрессивны.
При сгорании сернистых соединений образуются оксиды серы SO2 и SO3,
вызывающие в зоне высоких температур газовую коррозию. Пары воды,
выделяющейся при горении топлива, и влага, находящаяся в топливовоздушной
смеси в виде пара, присутствуют в продуктах сгорания. При охлаждении ниже
100 °C водяной пар конденсируется, взаимодействует с сернистым газом SO2 и
серным ангидридом SO3 с образованием сернистой H2SO3 и серной H2SO4
кислот, вызывающих сильную жидкостную коррозию.
При эксплуатации автомобиля в городских условиях (частые остановки,
работа с неполным использованием мощности), когда температура
охлаждающей жидкости невысока, создаются условия для конденсации влаги и
образования кислот. Движение с перегрузкой (горные условия, карьеры)
вызывают сильную газовую коррозию. Наименьшее окисление происходит при
умеренном тепловом режиме (работа техники при постоянной нагрузке без
перегрева и переохлаждения). Коррозионный износ двигателя зависит также от
многих других факторов: типа двигателя, его технического состояния,
температуры окружающего воздуха и качества используемых моторных масел.
Склонность топлива к образованию высокотемпературных отложений
нормируют рядом показателей, значения которых (ГОСТ 305-82) следующие:
21
зольность - не более 0,01 % ; отсутствие механических примесей; коксуемость -
10 %; остаток топлива - не более 0,3 %; йодное число - не более 6 г йода на 100
г топлива; количество фактических смол для летних сортов - до 40 мг/100 мл,
зимних - до 30 мг/100 мл топлива.
Плотность дизельного топлива для марок Л и 3 при температуре 20 °C -
не более 860 и 840 кг/м3 соответственно.
Температура воспламенения летнего топлива равна 300 °C, зимнего - 310
°C. Температурные пределы воспламенения; у летнего - нижний 69 °C, верхний
119 °C, у зимнего - соответственно 62 °C и 105 °C.
Характеристика вырабатываемого отечественной промышленностью
дизельного топлива приведена в табл. 1.5.
Таблица 1.5
Показатели качества дизельных топлив
Показатель	А	3	Л
Цетановое число (ГОСТ 3122-67), не менее	45	45	45
Фракционный состав (ГОСТ 2177-82): 50 % перегоняют при температуре, °C, не выше 96 % перегоняют при температуре, °C, не выше	255 330	280 340	280 360
Кинематическая вязкость (ГОСТ 33-82) при температуре 20 °C, мм2/с	1,5-4	1,8-5	3-6
Кислотность (ГОСТ 5985-79 ), мг КОН на 100 см3 топлива, не более	5	5	5
Зольность (ГОСТ 1461-75), %, не более	0,01	0,01	0,01
Содержание: фактических смол (ГОСТ 8489-85), мг/100 см3 топлива, не более механических примесей (ГОСТ 6370-83) воды (ГОСТ 2477-65)	30 с	30 тсутствую этсутствуе:	30 т г
Температура, иС вспышки в закрытом тигле (ГОСТ 12.1.044- 84), не ниже застывания (ГОСТ 20287-74), не выше помутнения (ГОСТ 5066-56), не выше	30 (-55)	35 -35(-45) -25	40 -10 -5
Йодное число (ГОСТ 2070-82), г йода на 100 г топлива, не более	6	6	6
Испытание на медной пластинке (ГОСТ 6321- 69)	выдерживает		
Содержание сероводорода (ГОСТ 17323-71)	отсутствует		
Плотность (ГОСТ 3900-85) при температуре 20 °C, кг/м3, не более	830	840	860
Примечание; В скобках приведены данные для холодной климатической
зоны.
22
Керосин, топливо для реактивных двигателей, топливо печное
бытовое
Основными эксплуатационными характеристиками этих нефтепродуктов
является фракционный состав, температура вспышки, содержание серы, воды,
механических примесей, зольность, теплота сгорания.
Требования к качеству реактивных топлив связаны с устройством и
условиями работы топливной системы самолета и топливной аппаратуры
двигателя.
Чтобы избежать кавитации в топливной системе самолета, образования
паровоздушных пробок, срыва работы насосов, устанавливается предельная
величина давления насыщенных паров.
Применение топлива, загрязненного механическими примесями,
содержащего кристаллы льда или воду, приводит к засорению фильтров и, в
конечном итоге, отказу работы двигателя. Кроме того, в связи с тем, что
топливная аппаратура двигателя выполнена по высокому классу точности, даже
небольшая коррозия может нарушить ее нормальную работу.
Повышенная вязкость топлива приводит к перегрузкам в работе насоса и
регулирующих устройств, ухудшает распыление топлива форсункой. С
укрупнением капель, в свою очередь, резко замедляется прогрев и испарение
топлива, снижается полнота сгорания, ухудшается запуск двигателя,
увеличивается нагарообразование.
На заре развития реактивной авиации ее потребность в топливе
полностью удовлетворялась топливом Т-1, получаемым из малосернистых
нефтей. Однако уже в 50-е годы возникла необходимость расширения
производства реактивных топлив, что было сделано за счет вовлечения в
переработку восточных сернистых нефтей. В результате было разработано
топливо ТС-1, ставшее основной маркой реактивных топлив.
Печное бытовое топливо предназначено для коммунально-бытовых
нужд, снабжения населения, а также предприятий сельского хозяйства. Его
выпускают малосернистым (содержание серы не более 0,5 %) и сернистым
(содержание серы не более 1,1 %).
В отличие от дизтоплива печное бытовое топливо имеет более высокую
вязкость и более тяжелый фракционный состав.
23
Таблица 1.6
Основные характеристики керосина, топлива для реактивных
двигателей и топлива печного бытового
Показатели	Керосин	Топливо для реактивных двигателей		Топливо печное бытовое
		Т-1	ТС-1	
Фракционный состав: температура	начала Oz-ч кипения, С температура перегонки, 0z~> С, не выше: 10% 50% 90% температура вспышки в 0/~' закрытом тигле, С	110-180 190 240-275 28	не выше 150 175 225 270 30	не выше 150 165 195 230 28	160 300-340 42
Содержание, %, не более: серы воды мехпримесей	1,0 следы	о,1 отсут отсутс	0,25 зтвует твуют	0,5-1,1 следы
Зольность, %, не более	0,005	0,003	0,003	0,02
Теплота сгорания низшая, кДж/кг, не менее	-	-	-	41000
1.5. Свойства нефтей и нефтепродуктов, влияющие
на технологию их транспорта и хранения
На технологию транспорта и хранения нефтей и нефтепроуктов в той
или иной мере влияют их физические свойства (плотность, вязкость),
испаряемость, пожаровзрывоопасность, электризация, токсичность.
Плотность нефтей при 20 °C колеблется в пределах от 760 до 940 кг/м3
(табл. 1.7), а светлых нефтепродуктов - от 725 до 860 кг/м3 (табл. 1.8). С
увеличением температуры она уменьшается по закону прямой.
24
Таблица 1.7
Основные параметры нефти России
Нефтеперерабаты - вающий район	Плотность при 20 °C, кг/м3	Кинемати- ческая вяз- кость при 20 °C, мм2/с	Температура застывания, °C	Содержание парафина, %
Республики:				
Башкортостан	846 ...918	6,7 ... 89,8	-21 ...-70	2,1 ...6,8
Дагестан	802 ... 886	10,4 ...48,7	-24 ...13	5,7 ... 25,5
Коми	822 ... 849	6,2 ... 13,8	-10 ... -40	2,0 ... 10,4
Татарстан	846 ...910	8,7 ...98,3	-30 ... -52	3,5 ... 5,1
Чечня	789 ... 924	3,0 ... 163,4	-4 ... 60	0,8 ... 8,5
Области:				
Астраханская	762 ... 879	1,3 ... 13,6	-40 ... 30	3,8 ... 26,0
Волгоградская	798 ... 923	3,0... 163,4	-60 ... -4	0,8 ... 8,5
Куйбышевская	790 ... 882	2,5 ...27,1	-34... 9	2,9 ... 10,2
Оренбургская	808 ... 933	4,2 ... 57,4	-56...-15	1,8 ... 7,1
Пермская	802 ... 960	4,2 ... 161,8	-60...-13	2,0 ... 10,4
Саратовская	819 ... 847	5,3 ... 36,3	0 ...16	6,6... 10,4
Края:				
Краснодарский	771 ... 938	1,6 ... 310,3	f -54 ... 3	0,5 ... 8,3
Ставропольский	803 ... 862	5,3 ...11,7	4 ...29	6,5 ... 23,6
Основные физические свойства нефтепродуктов,
перекачиваемых по трубопроводам
Таблица 1.8
Нефтепродукт	Свойства при 293 К		Давление насыщенных паров, кПа (не более)
	Плотность, кг/м3	Вязкость, мм7с	
1	2	3	4
Бензин А-72 летний зимний	733 725	менее 1 менее 1	66,7 66,7 ... 93,3
Бензин А-76 летний	784	менее 1	66,7
Бензин АИ-93 летний	755	менее 1	66,7
25
Продолжение табл. 1.8
1	2	3	4
Дизтопливо летнее зимнее	860 840	3,0 ... 6,0 1,8 ... 5,0	1,3 1,3
Дизтопливо экспортное летнее зимнее	845 845	3,0 ... 6,0 2,7 ... 6,0	1,3 1,3
Топливо для реактивных двигателей Т-1 ТС-1	800 775	1,5 ... 5,0 1,0 ...4,0	8 8
Топливо печное бытовое	870	6,0 ... 8,0	5
Вязкость нефтей России при 20 °C в 1,3 - 310,3 раз превышает вязкость
воды. Величина вязкости предопределяет способ транспортировки нефтей
по трубопроводам. Маловязкие нефти перекачивают при температуре
окружающей среды без предварительной обработки, высоковязкие нефти
перекачивают одним из следующих способов: в смеси с маловязкими
разбавителями, после предварительной механической или термической
обработки, с предварительным подогревом и др. (подробнее эти способы
рассмотрены в главе 5).
Вязкость нефтей зависит от содержания в них асфальто-смолистых
веществ, а также парафина. Высокопарафинистые нефти застывают при
положительных температурах (до +30 °C).
Отличительной особенностью высокопарафинистых нефтей является
также то, что при малых перепадах давления они ведут себя как твердое
тело (не текут), то есть обладают начальным напряжением сдвига.
Вязкость светлых нефтепродуктов при 20 °C до 8 раз может
превосходить вязкость воды.
Вязкость нефтей и нефтепродуктов уменьшается при увеличении
температуры.
Испаряемость - свойство нефтей и нефтепродуктов переходить из
жидкого состояния в газообразное при температуре меньшей, чем
температура кипения. Испарение углеводородных жидкостей происходит
при любых температурах до тех пор, пока газовое пространство над ними
не будет полностью насыщено углеводородами.
Скорость испарения нефтей и нефтепродуктов зависит, в основном, от
содержания в них легких фракций (пропан, бутаны) и от температуры.
Пожаровзрывоопасность нефтей и нефтепродуктов характеризуется
способностью смесей их паров с воздухом воспламеняться и взрываться.
Пожароопасность нефтей и нефтепродуктов определяется
величинами температур вспышки, воспламенения и самовоспламенения.
26
Под температурой вспышки паров понимают температуру, при
которой пары жидкости, нагретой при определенных условиях, образуют
с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого
пламени. Углеводородные жидкости с температурой вспышки 61 °C и ниже
относятся к легковоспламеняющимся, выше 61 С - к горючим. Под
температурой воспламенения понимают температуру, при которой
жидкость при поднесении открытого пламени горит. Обычно температура
воспламенения на 10-50 °C выше температуры вспышки. Под температурой
самовоспламенения понимают температуру нагрева жидкости, при
которой ее пары воспламеняются без поднесения открытого огня. В
зависимости от температуры воспламенения установлено пять групп
пожароопасных смесей: Т, > 450 °C; Ъ = 300 - 450 °C; Tj = 200 - 300 °C; Т4 =
135 - 200 °C; Т5 = 100 - 135 °C.
Взрывоопасность нефтей и нефтепродуктов характеризуется
величинами нижнего и верхнего пределов взрываемости. Нижний предел
взрываемости - это концентрация паров жидкости в воздухе, ниже которой
не происходит вспышки смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров
при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел
взрываемости соответствует такой концентрации паров нефти и
нефтепродуктов в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а горит.
Значения концентрации паров между нижним и верхним пределами
взрываемости называют интервалом взрываемости. Для нефтей и
нефтепродуктов интервал взрываемости составляет от 2 до 10 %.
Электризация углеводородных жидкостей обусловлена их высоким
электрическим сопротивлением, т. е. диэлектрическими свойствами. При
трении их частиц между собой, о стенки трубопроводов и емкостей, а также о
воздух возникают заряды статического электричества величиной до
нескольких десятков киловольт. Для воспламенения же достаточно разряда
с энергией 4 - 8 кВ.
Применяют, в основном, два метода защиты от разрядов статического
электричества:	заземление токопроводящих элементов оборудования и
ограничение скоростей перекачки (не более 10 м/с).
Токсичность нефтей и нефтепродуктов заключается в том, что их
пары оказывают отравляющее действие на организм человека. При этом
наблюдается повышенная заболеваемость органов дыхания,
функциональные изменения со стороны нервной системы, изменение
кровяного давления и замедление пульса.
Предотвращение отравлений персонала обеспечивается усиленной
вентиляцией производственных помещений, а также применением
изолирующих или фильтрующих противогазов при работе в опасной для
здоровья атмосфере.
27
ГЛАВА 2.
ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
2.1. Краткая история развития трубопроводов
Идея применения трубопроводов для транспортирования жидкостей
родилась очень давно.
Еще в пятом тысячелетии до нашей эры китайцы подавали влду по
бамбуковым трубам на рисовые поля.
5000 лет назад в дневнеиндийском городе Мохенджо-Даро бытовые стоки
из некоторых домов отводились по глиняным трубам.
В Древнем Египте добываемая из глубоких колодцев вода отводилась по
деревянным, медным и свинцовым трубам.
В Кносском дворце на о. Крит за 2000 лет до н. э. терракотовые трубы
использовались для водоснабжения и отвода сточных вод.
В Древнем Риме свинцовые трубопроводы использовались для
подачи питьевой воды и снабжения водой общественных бань. Самый крупный
из них имел длину 91 км.
В XI веке был сооружен водопровод из деревянных труб для подачи
воды в Новгород из р. Волхов. Внутренний диаметр труб составлял 140 мм,
а наружный - 300 мм.
В XV веке в Московском Кремле был построен самотечный
водопровод, а в XVI веке монахи Соловецкого монастыря использовали
трубопроводы для подачи кваса.
Первый напорный водопровод на Руси был построен в Московском
Кремле в 1631 - 1633 гг.: по свинцовым трубам при помощи водоподъемной
машины вода подавалась в различные службы.
В XVII веке во Франции в г. Марли был построен водопровод,
который считался "чудом конца XVII века". Приблизительно в то же время
по приказу Петра I в Петергофе были сооружены знаменитые фонтаны,
система водоснабжения которых являлась большим достижением для своего
времени.
В 1733 г. началось строительство разветвленного водопровода для
снабжения Царского Села. Его длина составляла около 14 км. А в 1804 г.
был пущен Мытищинский водопровод, оборудованный по последнему слову
техники того времени.
2.2. Развитие нефтепроводного транспорта
Первый в мире нефтепровод был построен в США в 1865 г. В
России первый нефтепровод диаметром 76 мм и длиной 9 км появился в
1878 г.; он служил для перекачки 1300 т нефти в сутки с Балканских
нефтепромыслов на нефтеперерабатывающий завод в Черном городе
(район Баку). В 1879 г. была построена вторая нитка трубопровода длиной
28
12,9 км и диаметром 76 мм, а также нефтепровод Балаханы - Сураханский
НПЗ.
К 1883 г. общая длина нефтепроводов в районе Баку достигла 96 км,
а их суммарная пропускная способность - 640 тыс. т/год.
Преимущества трубопроводного транспорта нефти по сравнению с
гужевым и железнодорожным (высокая производительность, непрерывность
работы, высокая степень механизации и др.) оказались столь очевидными, что
строительство нефтепроводов в данном регионе продолжалось высокими
темпами. К 1895 г. протяженность трубопроводов в этом районе составила
317 км.
До 1917 г. в России было построено всего 4 магистральных трубопровода
общей протяженностью 1147 км, по которым перекачивалось 0,4 млн. т нефти
и нефтепродуктов в год, что составляло 4% от объема добываемой нефти (в
1913 г. она равнялась 10,3 млн. т/год). Остальная часть нефти и
нефтепродуктов перевозилась . водным и железнодорожным
транспортом.
В период с 1917 по 1927 гг. магистральные трубопроводы в нашей
стране не строились.
В конце 20-х - начале 30-х годов в связи с необходимостью
транспортировки значительных объемов нефти в районе Северного
Кавказа (Баку, Грозный, Майкоп) были построены нефтепроводы
"Грозный - Туапсе", "Баку-Батуми" (вторая очередь), "Гурьев-Орск".
В 1932 г. вблизи д. Ишимбаево была добыта первая нефть в
Башкирии. Так начиналось "Второе Баку". Вначале нефть вывозили на
переработку в Уфу баржами по р. Белой, затем была построена железная
дорога. Поскольку и она не смогла обеспечить транспортировку все
возрастающих объемов добываемой нефти, в 1936 г. был построен первенец
"Второго Баку" нефтепровод "Ишимбай - Уфа" диаметром 300
мм и протяженностью 166 км.
К 1941 г. в промышленной эксплуатации находились магистральные
нефте- и нефтепродуктопроводы суммарной длиной около 4100 км.
В годы Великой Отечественной войны, когда угольный Донбасс был
оккупирован, а нефть Кавказа отрезана линией фронта, снабжение страны
топливом резко ухудшилось. Поэтому принимались все возможные
меры к улучшению ситуации.
Были построены нефтепроводы - "Зольное - Сызрань" длиной 134
км и "Оха - Комсомольск - на - Амуре" длиной 655 км. Сахалинская нефть
по последнему нефтепроводу доставлялась на Дальний Восток.
После разгрома немецко - фашистских войск под Сталинградом в
1943 г. всего за 8 месяцев был построен керосинопровод "Астрахань-Саратов"
диаметром 250 мм и протяженностью 655 км. Для этого была полностью
демонтирована вторая нитка нефтепровода "Баку-Батуми".
После окончания Великой Отечественной войны до начала 50-х годов
строительство нефтепроводов велось в очень ограниченных масштабах. В
29
последующем, до середины 60-х годов нефтепроводы строились, в
основном, в двух районах добычи и перекачки нефти - в Урало - Поволжье
и Закавказье В этот период, в частности, были построены
трансконтинентальные нефтепроводы "Туймазы-Омск" (впервые
применены трубы диаметром 530 мм), "Туймазы - Омск - Новосибирск -
Иркутск" диаметром 720 мм и длиной 3662 км, нефтепроводы "Альметьевск-
Горький" (первая нитка), "Альметьевск - Пермь", "Ишимбай - Орск",
"Горький - Рязань", "Тихорецк - Туапсе", "Рязань - Москва" и ряд других.
Необходимо особо отметить, что в 1955 г. был введен в эксплуатацию
первый "горячий" нефтепровод "Озек - Суат - Грозный" диаметром 325 мм и
протяженностью 144 км ; по нему впервые в нашей стране стали
транспортировать нефть после предварительного подогрева в специальных
печах.
В 1964 г. был введен в эксплуатацию крупнейший в мире по
протяженности (5500 км вместе с ответвлениями) трансевропейский
нефтепровод "Дружба", соединяющий месторождения нефти в Татарии и
Куйбышевской области с восточно - европейскими странами (Чехия,
Словакия, Венгрия, Польша, Германия).
Открытие крупнейших месторождений нефти в Западной Сибири в
корне изменило приоритеты трубопроводного строительства.
Транспортировка нефти из данного региона до существовавших
промышленных центров была крайне затруднена. Расстояние от
месторождений до ближайшей железнодорожной станции составляло более
700 км. Единственная транспортная магистраль - река Обь и впадающая в
нее река Иртыш - судоходны не более 6 месяцев в году. Обеспечить
транспортировку все возрастающих объемов нефти мог только
трубопроводный транспорт.
В декабре 1965 г. было завершено строительство и введен в
эксплуатацию первый в Сибири нефтепровод "Шаим - Тюмень" диаметром
529-720 мм и протяженностью 410 км. В ноябре 1965 г. начато и в октябре
1967 г. завершено строительство нефтепровода "Усть-Балык - Омск"
диаметром 1020 мм и протяженностью 964 км (в США трубопроводов
такого диаметра еще не было). Осенью 1967 г. начато и в апреле 1969 г.
завершено строительство нефтепровода "Нижневартовск - Усть-Балык"
диаметром 720 мм и протяженностью 252 км. В последующие годы на базе
западно - сибирских месторождений были построены трансконтинентальные
нефтепроводы "Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск" (1973 г.),
"Александровское - Анжеро-Судженск - Красноярск - Иркутск" (1973 г),
"Нижневартовск - Курган - Куйбышев” (1976 г.), "Сургут-Горький-Полоцк"
(1979-81 гг.) и ряд других.
Продолжалось строительство нефтепроводов и в других регионах. В
1961 г. на месторождениях Узень и Жетыбай (Южный Мангышлак)
были получены первые фонтаны нефти, а уже - апреле 1966 г. вступил в
строй нефтепровод Узень-Шевченко длиной 141,6 км. В дальнейшем он
30
был продлен сначала до Гурьева (1969 г.), азатем до Куйбышева (1971 г.).
Ввод в эксплуатацию нефтепровода "Узень - Гурьев - Куйбышев" диаметром
1020 мм и протяженностью 1750 км позволил решить проблему транспорта
высоковязкой и высокозастывающей нефти Мангышлака. Для этого была
выбрана технология перекачки с предварительным подогревом в специальных
печах. Нефтепровод "Узень - Гурьев - Куйбышев" стал крупнейшим
"горячим" трубопроводом мира.	•
Были продлены нефтепроводы "Альметьевск - Горький" и
"Туймазы - Омск - Новосибирск" на участках соответственно "Горький -
Ярославль - Кириши" и "Новосибирск - Красноярск - Иркутск".
На других направлениях в 1971-75 гг. были построены нефтепроводы
"Уса - Ухта - Ярославль - Москва", "Куйбышев - Тихорецкая - Новороссийск"
и др., в 1976-80 гг. - нефтепроводы "Куйбышев - Лисичанск - Одесса",
"Холмогоры - Сургут", "Омск - Павлодар", "Каламкас - Шевченко",
"Самгори - Батуми" и др., в 1981 - 85 гг. - нефтепроводы "Холмогоры -
Пермь - Альметьевск - Клин", "Возей - Уса - Ухта", "Кенкияк - Орск",
"Павлодар - Чимкент - Чардар - Фергана", "Прорва - Гурьев", "Красно-
ленинский - Шаим", "Тюмень - Юргамыш","Грозный - Баку".
В настоящее время все магистральные нефтепроводы России
эксплуатируются акционерной компанией "Транснефть", которая является
чисто транспортной компанией и объединяет 10 существующих
российских предприятий трубопроводного транспорта нефти, владеющих
нефтяными магистралями, эксплуатирующих и обслуживающих их. При
движении от грузоотправителя до грузополучателя нефть проходит порой до
шести таких предприятий. В таких условиях АК "Транснефть" регулирует
нефтяные потоки и взаимоотношения с клиентами. Компания имеет 51%
акций каждого российского предприятия трубопроводного транспорта и,
не вмешиваясь в их текущие хозяйственные дела, выполняет следующие
основополагающие задачи. Во-первых, разрабатывает наиболее
экономичные способы выполнения заданных требований клиентов. Во-
вторых, добивается наибольшей прибыли для предприятий трубопроводного
транспорта. Кроме того, АК "Транснефть" занимается разработкой
нормативных документов, общих для всех правил взаимоотношений,
согласованием и утверждением этих правил в Минтопэнерго как органе
государственного управления.
Взаимоотношения АК "Транснефть" с грузопотребителями регулируются
"Положением о приеме и движении нефти в системе магистральных
нефтепроводов", утвержденном Минтопэнерго в конце 1994 г. Этот документ
включает методику определения оптимальных объемов поставки нефти и
газового конденсата на НПЗ России, квот нефтеперерабатывающих
предприятий для поставки на экспорт, порядок составления ежеквартальных
графиков транспортировки нефти для каждого из производителей (с
разбивкой по месяцам). Документ провозглашает равнодоступность всех
грузоотправителей к системе трубопроводного транспорта.
31
По состоянию на 01.01.94 г. АК "Транснефть" эксплуатирует 49,6 тыс.
км магистральных нефтепроводов диаметром от 400 до 1220 мм, 404
нефтеперекачивающие станции, 934 резервуара общей емкостью 13264,2
тыс. куб. метров. 45,7 % нефтепроводов имеют срок эксплуатации до 20 лет,
29 % - от 20 до 30 лет и свыше 30 лет эксплуатируется 25,3 %
нефтепроводов. Компания выполняет собственными силами и средствами
практически ’весь комплекс профилактических и ремонтно-
восстановительных работ на всех объектах магистральных нефтепроводов. В
состав нефтепроводных предприятий входят 190 аварийно-
восстановительных пунктов, 71 ремонтно-строительная колонна для
выполнения капитального ремонта линейной части, 9 Центральных
(региональных) баз производственного обслуживания и ремонта и 38 баз
производственного обслуживания. В мае 1991 г. в Компании создан Центр
технической диагностики, который к 1995 г. обеспечил диагностику 25%
магистральных нефтепроводов.
К настоящему времени в системе АК "Транснефть" находятся в
эксплуатации мощные системы трубопроводов, по которым нефть
различных месторождений	поступает на отечественные
нефтеперерабатывающие заводы и на экспорт:
северо-западного направления ("Альметьевск - Горький - Рязань -
Москва"; "Горький - Ярославль - Кириши");
- "Дружба" ("Куйбышев - Унеча - Мозырь - Брест"; "Мозырь - Броды -
Ужгород"; "Унеча - Полоцк - Вентспилс");
- западного направления ("Усть - Балык - Курган - Уфа -
Альметьевск"; "Нижневартовск - Курган - Куйбышев"; "Сургут - Горький -
Полоцк");
-	восточного направления ("Александровское - Анжеро - Судженск -
Красноярск - Иркутск");
-	южного направления ("Усть - Балык - Омск - Павлодар");
-	юго-западного направления ("Куйбышев - Лисичанск - Кременчуг -
Херсон" с ответвлением на Одессу; "Куйбышев - Тихорецк - Новороссийск",
"Тихорецк - Туапсе").
20 % действующих нефтепроводов базируется на месторождениях
нефти в Западной Сибири.
Сведения о крупнейших нефтепроводах АК "Транснефть" представлены в
табл. 2.1.
Как видно из сравнении табл. 2.1 и 2.2, крупнейшие нефтепроводы
мира сосредоточены, в основном, в нашей стране. Сама система
трубопроводов АК "Транснефть" является уникальной и не имеет аналогов
за рубежом.
Сведения о динамике развития нефте- и нефтепродуктопроводов в
нашей стране представлены в табл. 2.3.
32
Таблица 2. 1
Крупнейшие нефтепроводы в системе АК "Транснефть"
Нефтепроводы	Диаметр, мм	Длина, км	
"Туймазы-Омск-Новосибирск- Красноярск-Иркутск "	720	3662	1959-64
"Дружба" (первая нитка)	529-1020	5500	1962-64
"Дружба" (вторая нитка)	529-720	4500	1966
"Усть - Балык - Омск"	1020	964	1967
"Узень - Гурьев - Куйбышев"	1020	1750	1971
"Уса - Ухта - Ярославль- Москва"	720	1853	1975
"Усть-Балых - Курган - Уфа - Альметьевск"	1220	2119	1973
"Александровское - Анжеро- Судженск - Красноярск Иркутск"	1220	1766	1973
"Куйбышев - Тихорецк - Новороссийск"	1220	1522	1979
"Нижневартовск - Курган - Куйбышев"	1220	2150	1976
"Сургут - Горький - Полоцк"	1020	3250	1979-81
Для сравнения в табл. 2.2. приведены сведении о крупнейших
нефтепроводах за рубежом.
Таблица 2.2
Крупнейшие нефтепроводы за рубежом
Нефтепровод	Страна	Диаметр, мм	Длина, км
Трансаляскинский	США	1220	1280
Сальяко-Байе-Бланка	Аргентина	356	630
Рио-де-Жанейро-Белу- Оризонти	Бразилия	457	370
Сикуко-Ковеньянс	Колумбия	307	534
Южноевропейский (порт Лаверт- Страсбург, Карлсруэ)	Западная Европа	864	772
Центрально-Европейский (Генуя-Феррары-Эгли, Уильям)	Западная Европа	660	1000
Южно-Иранский	Иран	305-762	600
Трансиранский	Ирак	920	5500 *
Трансаравийский (первая нитка)	Саудовская Аравия	787	1200
2—А739	33
Продолжение табл. 2.2
Трансаравийский (вторая нитка)	Саудовская Аравия	1200	1210
Восточно-Аравийский	Саудовская Аравия	254-914	1620
Эджеле - Ла Скирра	Алжир	610	790
Примечание: * Вместе с лупингами и коллекторами.
Таблица 2.3
Динамика развития отечественных магистральных нефте- и
нефтепродуктопроводов
Годы	Объем перекачки, млн. т/год	Длина (на конец года), тыс. км
1913-1917	0,4	1,147
1932	0,4	3,03
1940	7,9	4,1
1960	129,9	17,3
1970	337,9	37,4
1980	626,9	69,7
1985	630,8	81,0
1986	652,9	81,5
В табл. 2.4. приведены основные показатели магистральных
нефтепроводов бывшего СССР.
Таблица 2.4
Основные показители магистральных нефтепроводов на 1 января 1933 г.
Показатель	Всего по России и странам СНГ	По России (АК "Транснефть")
Протяженность нефтепроводов, тыс. км	62,3	48,1
Суммарная вместимость резервуаров, тыс. м3	16530	13759
Число насосных станций	570	458
Число резервуаров	1225	984
Средний диаметр нефтепровода, мм	841	837
Число насосных агрегатов	2458	1993
Схема трубопроводов АК "Транснефть" приведена на рис.2.1.
34
Рис. 2.1. Схема трубопроводов АК "Транснефть1
2.3. Развитие трубопроводного транспорта
нефтепродуктов в России
Строительство магистральных нефтепродуктопроводов
в дореволюционное время
Основным нефтедобывающим районом России во второй половине
прошлого столетия были Бакинские нефтепромыслы.
Нефть с промыслов Балаханы к Черному морю доставляли на арбах в
бочках и бурдюках на нефтеперегонный завод, а также на речные и морские
суда. А нефтепродукты (керосин, мазут и др.) с нефтеперегонного завода
отвозили также на арбах в морской порт и на железнодорожную станцию.
Такой вид транспорта был дорогим и долгим. Через 25 лет на
железнодорожной ветке Баку - Балаханы впервые появились железнодорожные
цистерны, которые в течение многих лет оставались основным средством
транспорта нефтепродуктов. Уже тогда по мере увеличения добычи и
переработки нефти эти виды транспорта перестали удовлетворять потребности
промышленности. Прогресс в добыче нефти и производстве нефтепродуктов
требовал принципиально нового вида транспорта.
В связи с недостаточной пропускной способностью железной дороги
Баку-Батуми в 1888 г. на участке Сурамского перевала был построен
трубопровод для перекачке керосина.
Успешная практика эксплуатации нефтепроводов в районе Баку
подготовила почву для развития дальнего трубопроводного транспорта нефти.
Экономическая целесообразность и техническое превосходство
магистральных трубопроводов были убедительно доказаны И. П. Климовым в
работах "Нефтепроводы" и "Нефтепровод и нефтяная промышленность Баку".
В 1895 г. было принято решение о сооружении керосинопровода "Баку -
Батуми". Проект на это строительство был составлен под руководством
Щукина, профессора Петербургского технологического института, инженерами
Дубровиным, Оганезовым, Павлеченским и др.
Строительство первого в России магистрального трубопровода "Баку -
Батуми" общей протяженностью 853 км, диаметром 203 мм было начато в 1897
г. и закончено в 1906 г. Этот продуктопровод был проложен вдоль полотна
железной дороги и имел 16 перекачивающих станций, оборудованных
поршневыми насосами с приводом как от паровых двигателей, так и от
дизелей. С 1927 г. он стал работать как нефтепровод.
Строительство магистральных нефтепродуктопроводов
в довоенный период
В период с 1917 по 1927 г.г. магистральные трубопроводы не строились,
все усилия страны были направлены на восстановление разрушенных во время
гражданской войны основных нефтедобывающих районов и заводов по
36
переработке нефти. За это время было построено и введено в действие около
600 км нефтепроводов местного значения - внутрипромысловых,
межпромысловых и к нефтебазам.
В 1928-1932 г.г. построен наиболее крупный нефтепродуктопровод
"Армавир - Трудовая" диаметром 300 мм, протяженностью 486 км, с двумя
насосными станциями - головная в Армавире и в районе Ростова - на - Дону.
Соединение труб осуществлялось газовой и электродуговой сваркой. Впервые в
мировой практике на этом строительстве была применена электродуговая
сварка. Трубы вручную очищали металлическими щетками и покрывали с
помощью квачей и полотенец каменноугольным пеком и битумом. В 1932 г.
этот нефтепродуктопровод в районе Конаково был подключен к нефтепроводу
Трозный-Туапсе", к этому времени частично переведенному на перекачку
тракторного керосина. Таким образом, протяженность нефтепродуктопровода с
учетом подключенного участка (длиной 394 км) составила 880 км.
В 1938-1940 г.г. построен продуктопровод "Грозный - Армавир"
диаметром 305-355 мм и протяженностью 394 км.
Строительство иефтепродуктопроводов в годы
Великой Отечественной войны (1941-1945 г.г.)
Во время героической обороны Ленинграда большую роль в снабжении
осажденного города горючим сыграл проложенный за 50 дней (с 5 мая по 16
июня 1942 г.) через Ладожское озеро бензопровод диаметром 102 мм и
протяженностью 29 км. Бензопровод от мыса Кореджа до деревни Кокорева
(западный берег озера) проложен по дну озера на глубине 35 м (подводный
участок длиной 21,5 км).
В ходе Великой Отечественной войны применяли сборно-разборные
полевые трубопроводы для снабжения горючим войск на фронтах страны.
После разгрома немецко-фашистских войск под Сталинградом в
рекордно короткий срок (за 8 месяцев) в 1943 г. был построен керосинопровод
"Астрахань - Саратов" диаметром 250 мм, протяженностью 655 км с восемью
насосными перекачивающими станциями. Для строительства этого
трубопровода были использованы трубы демонтированного нефтепровода
"Баку - Батуми".
Строительство иефтепродуктопроводов в послевоенный период
В годы пятой пятилетки (1951-1955 г.г.) был построен и введен в
эксплуатацию продуктопровод "Уфа - Омск" (первая нитка) диаметром 350 мм,
протяженностью 1177 км.
В 1957 г. введен в эксплуатацию на всем протяжении
нефтепродуктопровод "Уфа - Новосибирск" (первая нитка) диаметром 377-529
мм и протяженностью 1869 км с 16-ю насосными станциями, в 1959 г. - второй
продуктопровод "Уфа - Омск (Петропавловск)" диаметром 530 мм и
37
протяженностью 1083 км. Затем были введены в эксплуатацию
продуктопроводы "Уфа - Калтасы" и "Ишимбаево - Уфа". В 1963 г. начата
перекачка по продукгопроводу "Пенза - Мичуринск - Брянск" диаметром 530
мм и протяженностью 748 км.
Годы десятой пятилетки (1976-1980 г.г.) характеризуются созданием
мощных систем магистрального трубопроводного транспорта. За эти годы
построено более 3,5 тыс. км магистральных продуктопроводов. Среди них
необходимо выделить:
-	нефтепродуктопровод "Уфа - Мичуринск";
-	нефтепродуктопровод "Грозный - Ростов-на-Дону";
-	нефтепродуктопровод "Тобольск - Южный Балык";
-	этиленопровод "Нижнекамск - Казань" (1976 г.);
-	аммиакопровод "Тольятти - Одесса" - уникальный по техническим
решениям автоматизированной системы транспорта жидкого аммиака - из труб
диаметром 325 мм и общей протяженностью (с отводами на Горловку) 2400 км.
Первая очередь магистрали (792 км) была введена в действие в 1979 г., а вся
трасса до Одессы вступила в строй в 1980 г. На трассе аммиакопровода
сооружено 15 насосных перекачивающих станций. Контроль и регулирование
работы магистрали осуществляется при помощи автоматизированной системы
управления с применением новейших средств телемеханики и электронно-
вычислительной техники;
-	конденсатопровод "Оренбург - Салават" протяженностью 250 км.
В одиннадцатой пятилетке (1981-1985 г.г.) было построено и введено в
эксплуатацию 5,8 тыс. км продуктопроводов. Сданы в эксплуатацию:
-	нефтепродуктопровод "Синеглазово - Свердловск" (первая нитка)
диаметром 377 мм и протяженностью 243 км (1983 г.);
-	нефтепродуктопровод "Новки - Рязань - Тула - Орел" (первая нитка)
диаметром 529 мм и протяженностью 357 км (1983 г.);
-	отвод диаметром 273 мм и протяженностью 272 км (1983 г.) к
Прикумскому заводу пластмасс;
-	нефтепродуктопровод "Никольское - Воронеж";
-	нефтепродуктопровод "Травники - Кустанай - Аманкарагай" протя-
женностью 321 км (1984 г.);
-	нефтепродуктопровод "Новки - Рязань - Орел" (вторая нитка)
протяженностью 250 км (1984 г.);
-	продуктопровод "Пенза - Саранск" протяженностью 99 км (1985 г.);
-	строительство и ввод в эксплуатацию нефтепродуктопроводов "Новки -
Рязань - Орел - Курск", "Мичуринск - Харьков", "Сызрань - Ульяновск" и др.
2.4. Трубопроводный транспорт нефтепродуктов в условиях
рыночной экономики
В 1990 г. по сравнению с 1989 г. объем перекачки нефтепродуктов по
магистральным нефтепродуктопроводам снизился. Причиной этого стало
38
сокращение производства автобензинов и дизельного топлива на башкирских и
куйбышевских нефтеперерабатывающих заводах и уменьшение объема
передачи нефтепродуктов с нефтеперерабатывающих предприятий Белоруссии
на трубопроводный транспорт.
5 марта 1991 г. на заседании Совета Российского государственного
концерна по обеспечению нефтепродуктами "Роснефтепродукт" были
рассмотрены "Схема развития и размещения магистральных и
распределительных нефтепродуктопроводов РСФСР на период до 2005 г." и
разработанное на ее основе "Технико-экономическое обоснование развития
системы магистральных нефтепродуктопроводов концерна "Роснефтепродукт"
на 1991-1995 г.г.". За период 1991-1995 г.г. предусматривалось строительство
6833 км нефтепродуктопроводов, в том числе 980 отводов, 28 насосных
станций, 1121,3 тыс. м3 резервуарных емкостей, подключение к магистральным
нефтепродуктопроводам 68 нефтебаз. Объем перекачки нефтепродуктов к 1996
г. планировалось довести до 80,7 млн. т. В 1996-2005 г.г. предусматривалось
строительство 12,7 тыс. км нефтепродуктопроводов, 47 насосных станций, 1884
тыс. м3 резервуарных емкостей, подключение к магистральным
нефтепродуктопроводам 89 нефтебаз. Постановлением Совета концерна был
утвержден "Перечень нефтепродуктопроводов, предлагаемых к реконструкции
и строительству в 1991-1995 г.г.", в который было включено строительство ряда
приоритетных трубопроводов: "Белгород - Сумы", "Сокур- Кемерово -
Новокузнецк", "Георгиу - Деж - Россошь", "Субханкулово - Альметьевск" и др.,
а также реконструкция ряда действующих нефтепродуктопроводов.
Из-за отсутствия денежных средств эта программа выполнена лишь
частично. 30 августа 1993 г. было учреждено Акционерное общество открытого
типа АК "Транснефтепродукт". В состав компании вошли:
-	АО "Мостранснефтепродукт";
-	АО "Нефтепродуктпроект" (г. Волгоград);
-	АО "Петербургтранснефтепродукт";
-	АО "Подводспецтранснефтпродукт";
-	АО "Рязаньтранснефтепродукт";
-	АО "Сибтранснефтепродукт";
-	АО "Средне - Волжский транснефтепродукт";
-	АО "Уралтранснефтепродукт";
-	АО "Юго - Запад транснефтепродукт";
-	АО "Северо - Кавказский транснефтепродукт";
-	АО "Телекомнефтепродукт".
Схема трубопроводов АК "Транснефтепродукт" приведена на рис. 2.2.
Основными видами деятельности компании являются: координация и
управление транспортировкой нефтепродуктов потребителям, подключенным к
нефтепродуктопроводам, включая поставку на экспорт; координация
деятельности предприятий трубопроводного транспорта нефтепродуктов и
связи для обеспечения наиболее экономичным путем транспортировки
нефтепродуктов; формирование единой стратегии инвестиций с целью
технического перевооружения и развития производственной и социальной
инфраструктуры системы магистральных нефтепродуктопроводов России.
39
Рис. 2.2. Схема трубопроводов АК "Транснефтепродукт1
Для выполнения этих видов деятельности компания располагает сетью
магистральных и распределительных нефтепродуктопроводов, общая
протяженность которых составляет 20,5 тыс. км. К системе
нефтепродуктопроводов подключены Омский, четыре башкирских, три
самарских, Нижнекамский, Нижегородский, Рязанский, Московский,
Киришский, Мозырский и Полоцкий нефтеперерабатывающие заводы, 10
пунктов налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны, 267 нефтебаз,
расположенных как на территории России, так и в странах ближнего зарубежья
(Украина, Беларусь, Латвия, Казахстан). Транспортировка нефтепродуктов
может осуществляться либо непосредственно по российским
нефтепродуктопроводам на 10 нефтебаз Белоруси, 14 нефтебаз Украины, либо
через наливные пункты "Никольское" (район Тамбова), "Брянск", "Гомель"
(Беларусь), "Новоград - Волынский" (Украина), "Челябинск", "Сокур",
"Татарская" (Казахстан) и др., через СП "ЛатРосТранс" (наливной пункт
"Илуксте" и Вентспилская нефтебаза), а также по ответвлениям "Травники -
Кустанай" и "Петропавловск - Кокчетав" от широтной магистрали "Омск - Уфа-
Самара - Брянск".
Более 100 перекачивающих и наливных, оборудованных системами
автоматики и телемеханики, резервуарными парками общей вместимостью 4,8
млн. м3, обеспечивает надежное перемещение нефтепродуктов по всей системе
нефтепродуктопроводов и доставку их практически во все регионы России, а
также за ее пределы в страны ближнего и дальнего зарубежья.
Переговорные процессы, проводимые на всех возможных уровнях с
участием и при поддержке Минтопэнерго России, Госкомимущества России
ГКАП России дали положительный результат - юридический статус
Российской собственности нефтепродуктопроводов подтвердили Республика
Беларусь, Латвийская Республика и Республика Казахстан. Более 2 тыс. км
нефтепродуктопроводов сохранились в единой сети нефтепродуктопроводов
Российской Федерации.
14 апреля 1994 г. зарегистрировано "Латвийско - Российское совместное
предприятие по транспорту нефти и нефтепродуктов" ("ЛатРосТранс"), в
котором учредителем с Российской стороны выступает АК
"Транснефтепродукт", владеющая 34 % уставного капитала.
30 ноября 1994 г. зарегистрировано Российско - Украинское нефтяное
общество "Транснациональная корпорация - Российско - Украинское нефтяное
общество" (ТНК-РУНО), соучредителем которого является и АК
"Транснефтепродукт". Одной из задач, которую предусматривается решить в
рамках этой корпорации, является использование 1,5 тыс. км
нефтепродуктопроводов, проходящих по территории Украины, для
обеспечения нефтепродуктами потребителей Северо - Кавказского региона
России. Однако вопросы сдачи нефтепродуктов с Лисичанского
нефтеперерабатывающего завода в магистральную сеть
нефтепродуктопроводов пока не решены.
41
Сокращение объема переработки нефти на 12 % в целом по России
отразилось и на работе нефтепродуктопроводного транспорта. В результате
сдача нефтепродуктов с НПЗ на нефтепродуктопроводы в 1994 г. уменьшилась
до 17,8 млн. т против 25,5 в 1993 г. Однако объем экспортных поставок
увеличился почти в 2 раза. Из-за отсутствия ресурсов полностью
бездействовали нефтепродуктопроводы Северо - Кавказского направления, в
том числе реконструированный для обратной перекачки нефтепродуктопровод
"Лисичанск - Трудовая - Армавир".
Важной задачей, стоящей перед компанией в 1994 г., было увеличение
или, по крайней мере, сохранение уровня загрузки магистральных
иефтепродуктопроводов. Поскольку основные сдатчики нефтепродуктов -
Российские нефтяные компании не заинтересованы в содержании своего
продукта в магистральном нефтепродуктопроводе в качестве рабочего
наполнителя, АК "Транснефтепродукт" вынуждена решать эту задачу за счет
собственных ресурсов. На 01.01.95 г. объем собственных нефтепродуктов
составил 50 % от общего объема, находящегося в системе. Уровень загрузки
иефтепродуктопроводов в 1994 г. составил 30,2 %.
Транспортные тарифы были утверждены Минтопэнерго России в январе
1994 г. и на протяжении года удерживались без какой-либо индексации,
несмотря на значительное повышение стоимости энергоресурсов и материалов
в течение года. Величина транспортных тарифов в 1994 г. составила 30-40 %
провозной платы, установленной при транспортировке нефтепродуктов по
железной дороге.
Позиция АК "Транснефтепродукт" в неизменности тарифов в течение
года позволила привлечь на трубопроводный транспорт дополнительные
объемы нефтепродуктов и снизить темпы падения объемов транспортной
работы. Вместе с тем на фоне инфляции весь эффект от полученной прибыли
"съедается" другими отраслями за счет опережающих темпов роста цен на
материалы, энергию и другие элементы формирования себестоимости
транспортных услуг. В целом эксплуатационные затраты в 1994 г. возросли по
сравнению с 1993 г. в 3,6 раза.
Анализ показывает, что по сравнению с 1993 г. возросли затраты на
сырье, материалы, топливо и энергию с 4,7 до 17,6 % , на услуги связи - с 5,6 до
13 % (при неизменных тарифах на ведомственную связь), амортизационные
отчисления - с 2,2 до 17 %.
42
ГЛАВА 3
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
3.1.	Классификация нефте- и нефтепродуктопроводов
К магистральным нефте- и нефтепродуктопроводам относятся
трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 мм и выше,
предназначенные для транспортировки нефти из районов добычи, а
нефтепродуктов из районов производства или хранения до мест потребления.
Согласно строительным нормам и правилам, магистральные нефтепроводы в
зависимости от диаметра подразделяются на четыре класса:
-	первый класс - при условном диаметре от 1000 до 1200 мм
включительно;
-	второй класс - то же, от 500 до 1000 мм включительно;
-	третий класс - то же, от 300 до 500 мм включительно;
-	четвертый класс - 300 мм и менее.
Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на
категории, требования к которым определяются условиями работы, объемом
неразрушающего	контроля сварных соединений и величиной
испытательного давления. Категория участка трубопровода учитывается при
выполнении механического расчета.
Кроме магистральных, существуют также внутренние
трубопроводы, соединяющие различные объекты и установки в пределах
нефтепромысла, нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) или нефтебазы, и
местные трубопроводы, имеющие большую протяженность, чем
внутренние, и соединяющие, например, нефтепромыслы с головной
перекачивающей станцией магистрального нефтепровода.
3.2.	Основные объекты и сооружения магистральных нефтепроводов
Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих
комплексов сооружений:
подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти с
головными сооружениями МНП;
головная перекачивающая станция (ГПС), на которой
производится приемка нефтей, смешение или разделение их по сортам, учет
и перекачка на следующую станцию;
-	промежуточные перекачивающие станции (ППС), с помощью
которых нефть, поступающая с предыдущей станции, перекачивается далее;
-	конечный пункт (КП), где нефть принимается из трубопровода,
распределяется потребителям или отправляется далее другими видами
транспорта;
43
линейные сооружения трубопровода, к которым относятся
собственно трубопровод или линейная часть, линейные технологические
колодцы на трассе, станции катодной и протекторной защиты, дренажные
установки, а также переходы через естественные и искусственные препятствия
(реки, дороги и т. п.). Кроме того, сюда относят линии связи, дома обходчиков,
вертолетные площадки, грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы
трубопровода.
Основной составной частью магистрального нефтепровода является
линейная часть, включающая устройства приема и пуска (пропуска) скребков,
разделителей, диагностических снарядов, а также блокировочные
трубопроводы. Для МНП применяют трубы диаметром до 1220 мм
включительно.
Для уменьшения расхода металла, особенно для нефтепроводов
диаметром 1020 и 1220 мм, используются высокопрочные трубы из стали с
пределом прочности не ниже 588 МПа (60 кгс/мм'). Запорная арматура
устанавливается на трубопроводе через 15-20 км безколодезным способом с
учетом рельефа местности таким образом, чтобы розлив нефти в случае
возможной аварии был минимальным. Устройства приема и пуска скребка
размещаются на расстоянии друг от друга до 300 км и, как правило,
совмещаются с нефтеперекачивающими станциями (НПС). Устройства приема
и пуска скребка должны предусматриваться также на лупингах и резервных
нитках протяженностью более 3 км и на отводах протяженностью более 5 км.
Нефтеперекачивающие станции подразделяются на головные и
промежуточные. Головная НПС предназначена для приема нефти с установок
подготовки нефти и закачки ее из резервуаров в трубопровод. В состав
технологических сооружений головной НПС входят: магистральная насосная,
подпорная насосная, резервуарный парк, узел учета нефти, узел
регулирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы предохранительных
устройств, а также технологические трубопроводы.
Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно
гидравлического расчета. Среднее значение длины перегона между
станциями для первой очереди ввода в эксплуатацию составляет 100-200 км, а
для второй очереди - 50-100 км. В состав технологических сооружений
промежуточной НПС входят: магистральная насосная, фильтры-
грязеуловители, узел регулирования давления, система сглаживания волн
давления (ССВД), а также технологические трубопроводы.
На магистральных нефтепроводах большой протяженности
предусмотрена организация эксплуатационных участков длиной от 400 до 600
км. В начале эксплуатационных участков располагают промежуточные НПС,
состав сооружений которых аналогичен головным НПС, но резервуарные
парки их имеют меньшую вместимость.
Кроме технологических сооружений, на НПС имеется механическая
мастерская, понизительная подстанция, котельная, объекты водоснабжения и
водоотведения, подсобные и административные сооружения и т. д.
44
Конечным пунктом нефтепровода обычно является нефтеперера-
батывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.
3.3.	Основные объекты и сооружения разветвленных
иефтепродуктопроводов
Только первые построенные нефтепродуктопроводы представляли собой
"в чистом виде" магистраль, имеющую один начальный и один конечный
пункт. С течением времени к существующим трубопроводам подключались
нефтебазы, наливные пункты и другие потребители с помощью отводящих
трубопроводов различной длины и диаметра. Постепенно термин
"магистральный" начал терять свое первоначальное значение и в послевоенные
годы начали использовать термин "магистральный разветвленный", а нормами
технологического проектирования ВНТП-3-90 узаконено название
"разветвленный нефтепродуктопровод (РНПП)".
Современные нефтепродуктопроводы представляют сложную
разветвленную систему, которая в общем случае может состоять - из
магистральной части, подводящих и распределительных
иефтепродуктопроводов, сложных и простых отводов, головной и
промежуточных перекачивающих станций, наливных и конечных пунктов.
Схема разветвленного нефтепродуктопровода приведена на рис. 3.1.
45
2
Рис. 3.1. Схема разветвленного нефтепродуктопровода:
1 - головная перекачивающая станция; 2 - нефтебаза; 3 - промежуточная
перекачивающая станция; 4 - промежуточный железнодорожный наливной
пункт; 5 - автоналивной пункт; 6 - конечный пункт; 7 - подводящие
трубопроводы; 8 - распределительный трубопровод; 9 - сложный отвод;
10 - отвод однотрубный; 11 - отвод двухтрубный; 12 - магистральная часть
Разветвленный нефтепродуктопровод (РНПП), как и магистральный
нефтепровод, состоит из следующих комплексов сооружений:
-	подводящие трубопроводы;
-	головная перекачивающая станция (ГПС);
-	промежуточные перекачивающие станции (ППС);
-	пункт сдачи;
-	линейные сооружения (аналогичные нефтепроводам).
Подводящие трубопроводы связывают нефтеперерабатывающий завод
(НПЗ) с головными сооружениями РНПП.
Головная перекачивающая станция (ГПС) - комплекс сооружений,
оборудования и устройств в начальной точке разветвленного
нефтепродуктопровода, обеспечивающий прием, накопление и закачку
нефтепродуктов в трубопровод.
Промежуточная перекачивающая станция (ППС) - комплекс сооружений,
оборудования и устройств в промежуточной точке разветвленного
нефтепродуктопровода, обеспечивающий дальнейшую перекачку
нефтепродуктов.
Пункт сдачи (конечный пункт) - перевалочная, распределительная,
перевалочно-распределительная нефтебазы и наливные пункты.
В отличие от нефтепроводов линейная часть РНПП делится на
магистральную часть, распределительные трубопроводы, сложные и простые
отводы.
Магистральная часть - часть разветвленного нефтепродуктопровода,
имеющая ГПС, в резервуары которой нефтепродукты либо поступают
непосредственно по трубопроводам с нефтеперерабатывающего завода, либо
доставляются иными видами транспорта, либо поступают одновременно из
различных источников.
Магистральная часть или магистраль разветвленного
нефтепродуктопровода характеризуется тем, что:
имеет в начале резервуарный парк, рассчитанный на полную пропускную
способность;
может иметь промежуточные перекачивающие станции;
работает постоянно в расчетный период;
имеет постоянный диаметр;
к ней подключены распределительные трубопроводы и отводы.
Если в некоторой точке магистральной части перекачка ведется
непрерывно в двух и более направлениях, то продолжением маистрали
считается то направление, по которому годовой объем перекачки будет
наибольшим.
Распределительный трубопровод - трубопровод, предназначенный для
поставки нефтепродуктов от магистрали к предприятиям распределения или к
районам потребления нефтепродуктов. Распределительный
нефтепродуктопровод заканчивается резервуарным парком нефтебазы или
наливного пункта.
47
В начале распределительного трубопровода предусматривается
соответствующая резервуарная емкость и собственная перекачивающая
станция, т. е. в данном месте производится перевалка нефтепродуктов с одного
трубопровода на другой. На распределительном трубопроводе при большой
протяженности может быть несколько насосных станций. Распределительный
трубопровод является основным ответвлением, которое постоянно или
длительное время в течение года подключено к магистрали.
Сложный отвод - трубопровод, подключаемый к распределительному
трубопроводу (возможно подключение к магистрали) и характеризующийся
наличием транзитных потоков. На сложном отводе, как правило, насосная
станция отсутствует, а в его начале резервуарная емкость не
предусматривается.
Отвод - участок нефтепродуктопровода, служащий для подачи
нефтепродуктов от сложного отвода, распределительного трубопровода или
магистральной части РНПП непосредственно потребителям.
Для отвода характерная периодичность и сезонность работы, небольшая
протяженность, постоянные диаметр и расход по длине.
Однотрубный отвод - отвод, состоящий из одного трубопровода.
Многотрубный отвод - отвод, состоящий из двух или более параллельных
трубопроводов.
3.4.	Технологические схемы перекачивающих станций
Технологические схемы перекачивающих станций рассмотрим на
примере перекачки нефти.
Под технологической понимается принципиальная схема коммуникаций.
Соединяющих технологические объекты и обеспечивающих проведение
операций по перекачке. Основными требованиями, предъявляемыми к
технологическим схемам, являются их простота, возможность выполнения всех
предусмотренных проектом технологических операции при минимальном
количестве запорной и регулирующей арматуры и соединительных деталей,
минимальная длина технологических трубопроводов.
В зависимости от схемы соединения насосов и резервуаров на
нефтепроводах используют следующие системы перекачки: постанционную, с
подключением резервуаров, из насоса в насос.
При постанционной системе перекачки нефть принимают поочередно в
один из резервуаров станции, для закачки же в трубопровод в это время
используют нефть из другого резервуара. При этой системе перекачки
возможен порезервуарный учет количества перекаченной нефти, но она
сопровождается значительными потерями нефти от "больших дыханий"
резервуаров. Постанционная система перекачки характерна для головных
НПС магистрального нефтепровода и его эксплуатационных участков.
Система перекачки нефти с "подключенным резервуаром"
предусматривает, что основное ее количество проходит по трубопроводу,
48
минуя резервуар. Поскольку колебания уровня нефти в нем происходят
только в связи с различием расходов на предыдущем и последующем
перегонах между станциями, при данной системе перекачки потери нефти от
"больших дыханий" ниже. При синхронной работе участков уровень нефти в
"подключенном резервуаре" остается постоянным.
При системе перекачки "из насоса в насос" резервуары промежуточных
НПС отключаются от трубопровода и используются только для приема
нефти из трубопровода во время аварий или ремонта. Нефть проходит
только через магистральные насосы НПС. За счет этого уменьшаются потери
нефти от испарения и полностью используется подпор предыдущей
станции. Данная система предусматривает полную синхронизацию работы
перегонов нефтепровода в пределах эксплуатационного участка или даже
всего магистрального нефтепровода. Перекачка по системе "из насоса в насос"
является самой распространенной на существующих нефтепроводах.
Обвязка резервуаров технологическими трубопроводами может
выполняться в двух вариантах: по двухпроводной и однопроводной схеме.
В двухпроводной схеме один коллектор служит для заполнения резервуаров,
а по другому коллектору нефть откачивается подпорными насосами станции.
При однопроводной схеме для каждого резервуара предусматривается
самостоятельный приемно-отпускной трубопровод, а управление
задвижками сосредоточивается в узле переключений, называемом
манифольдом.
Обвязка насосов или их соединение между собой может осуществляться
последовательно, параллельно и комбинированным способом (рис. 3 2, а, б,
в). Последовательное соединение насосов используется для повышения
напора, а параллельное - для увеличения подачи насосной станции. Наиболее
эффективно соединять между собой однотипные насосы.
Основное направление движения нефти по коммуникациям головной
НПС следующее: камера фильтров, узел замера, резервуарный парк,
подпорная насосная, магистральная насосная, узел регулирования давления,
магистраль (рис. 3.3).
На промежуточной НПС поток нефти проходит ее объекты в
следующей последовательности: узел подключения станции к магистрали,
камера фильтров, магистральная насосная, узел регулирования давления, узел
подключения, магистраль (рис. 3.4).
Технологические схемы перекачивающих станций РНПП аналогичны.
49
Рис. 3.2. Схемы соединения насосов:
а - последовательная; б - параллельная;
в - комбинированная (последовательно-паралльная)
50
Рис. 3.3. Технологическая схема головной перекачивающей станции:
1 - подпорная насосная; 2 - площадка фильтров и счетчиков;
3 - основная насосная; 4 - площадка регуляторов;
5 - площадка пуска скребков; 6 - резервуарный парк
51
Рис. 3.4. Технологическая схема промежуточной перекачивающей
станции:
1 - основная насосная; 2 - помещение с регулирующими клапанами;
3 - устройство приема и пуска скребка; 4 - площадка с фильтрами-
грязеуловителями
3.5.	Основное оборудование перекачивающих станций
Оборудование НПС условно делится на основное и вспомогательное. К
основному относятся насосы и их привод, к вспомогательному
оборудование, необходимое для нормальной эксплуатации основного
оборудования, т. е. системы смазки, вентиляции, отопления,
энергоснабжения, водоснабжения и т. п.
Насосы магистральных нефтепроводов
На магистральных нефтепроводах применяются центробежные насосы,
которые отвечают требованиям, предъявляемым к насосным агрегатам для
перекачки значительных объемов нефти на дальние расстояния: сравнительно
высокие напоры, большие подачи, экономичность работы, долговременность
и надежность нормальной непрерывной работы, компактность, простота
конструкции и технологического обслуживания.
Для нормальных условий работы основного (магистрального) насоса
необходим подпор жидкости на его входе, который обычно создается либо
вспомогательным подпорным насосом (на НПС с резервуарной емкостью),
либо за счет неиспользованного напора предыдущей насосной станции. При
этом магистральные и подпорные насосы должны иметь одинаковую
подачу.
Подпорные насосы должны иметь хорошую всасывающую
способность, которая достигается сравнительно низкой частотой вращения
вала (порядка 1000 об/мин) по сравнению с магистральными насосами (3000
об/мин).
Большинство магистральных нефтепроводов оснащены нефтяными
насосами типа НМ (насосы магистральные), предназначенными для
перекачки нефти и нефтепродуктов с температурой до 80 °C,
кинематической вязкостью не выше 3 см' /с и содержанием механических
примесей не более 0,06 %. Основные насосы НМ - центробежные,
одноступенчатые, горизонтальные, спирального типа. Патрубки насосов
расположены в нижней части корпуса и направлены в разные стороны.
Рабочее колесо насоса с двусторонним входом обеспечивает разгрузку ротора
от осевых усилий. Остаточные осевые усилия воспринимаются радиально-
упорными подшипниками. Опорами ротора являются подшипники
скольжения, к которым принудительно подается масло от
централизованной системы смазки и маслоохлаждения. Насосы НМ на
небольшую подачу (до 710 м3/ч) - секционные, имеют три рабочих колеса с
односторонним входом жидкости.
В качестве подпорных используются насосы типа НМП (насосы
магистральные подпорные), которые размещаются в отдельном здании,
расположенном, по - возможности, ближе к резервуарному парку. Иногда
53
подпорную насосную заглубляют, чтобы обеспечить меньшие потери напора
во всасывающей линии. Насосы НМП - центробежные, горизонтальные,
спиральные, одноступенчатые. Безкавитационная работа обеспечивается
установкой перед входом в рабочее колесо (с обеих сторон) литых
предвключенных колес.
Применяются также вертикальные насосы марки НПВ (насосы
подпорные вертикальные). Это одноступенчатые насосы, располагаемые в
металлическом или бетонном стакане. Электродвигатель устанавливается на
общем валу над рабочим колесом.
Насосы могут быть смонтированы на открытых площадках или под
легкими навесами и эксплуатироваться при температуре окружающего воздуха
от минус 50 °C до 40 °C.
На некоторых НПС еще эксплуатируются подпорные насосы серии
НД (насосы с двухсторонним входом) прошлых лет выпуска.
В качестве привода насосов используются электродвигатели
синхронного и асинхронного типа. В зависимости от исполнения
электродвигатели могут быть установлены в общем зале с насосами или в
помещении, отделенном от насосного зала газонепроницаемой стеной.
Взрывозащищенное исполнение электродвигателей, применяемых в общих
залах нефтенасосных, достигается продувкой с замкнутым или разомкнутым
циклом вентиляции, а также использованием взрывонепроницаемой оболочки.
Некоторые технические характеристики насосов и электродвигателей
представлены в табл. 3.1.
Чтобы повысить экономичность работы насосов типа НМ в период
поэтапного развития нефтепроводов, а также в других случаях существенного
и долговременного изменения их пропускной способности применяют
сменные роторы с рабочими колесами на подачу 0,5 и 0,7 от номинальной.
Насос НМ 1250-260 комплектуется одним сменным ротором на подачу 0,7
от номинальной. Для расширения области применения насоса НМ 10000-210
до подачи 12500 м3/ч в нем предусмотрено использование сменного ротора на
подачу 1,25 от номинальной.
Основными элементами центробежного насоса являются корпус (с
горизонтальным разъемом); рабочее колесо, насаженное на вал; уплотнения и
подшипники. Рабочий орган центробежного насоса - рабочее колесо
устанавливается в кольцеобразной камере переменного сечения. На ступицу
рабочего колеса посажены криволинейные лопатки, которые при вращении
колеса увлекают жидкость, заполняющую корпус насоса, и под действием
центробежной силы выбрасывают ее по постепенно расширяющейся
спиралевидной камере корпуса насоса в напорный патрубок. Вследствие
постоянного выбрасывания жидкости в центре колеса создается зона
разрежения, в которую поступает жидкость из технологического
трубопровода за счет внешнего давления на приеме насоса. При снижении
внешнего давления в зоне разрежения могут возникать пузырьки
газовоздушной смеси. Возникающие полости, заполненные парами
54
Техническая характеристика насосных агрегатов
Таблица 3.1
Насосы					Электродвигатели	
Марка	Подача, м3/ч	Напор, м	Допускаемый кавитационный запас, м	КПД, %	Марка	Мощность, кВт
1	2	3	4	5	6	7
Основные секционные						
НМ 125-550	125	550	4	72	2 АРМП1-400/6000 2АЗМП1-400/6000	400
НМ 180-500	180	500	4	72	2АРМП1-400/6000 2АЗМП1-400/6000	400
НМ 250-475	250	475	4	75	2АРМП1-500/6000 2АЗМП1-500/6000	500
НМ 360-460	360	460	4,5	78	2АРМП1-630/6000 2АЗМП1-630/6000	630
НМ 500-300	500	300	4,5	80	2АРМП1-500/6000 2АЗМП1-500/6000	500
НМ 710-280	710	280	6	80	2АРМП1-800/6000 2АЗМП1-800/6000	800
Основные одноступенчатые						
НМ 1250-260	1250	260	20	80	СТДП 1250-2	1250
НМ 2500-230	2500	230	32	86	СТДП 2000-2	2000
НМ 3600-230	3600	230	40	87	СТДП 2500-2	2500
НМ 5000-210	5000	210	42	88	СТДП 3150-2	3150
НМ 7000-210	7000	210	52	89	СТДП 5000-2	5000
НМ 10000-210	10000	210	65	89	СТДП 6300-2	6300
НМ 10000-210 (На повыш. подачу)	12500	210	87	87	СТДП 8000-2	8000
Продолжение табл. 3.1
1	2	3	4	5	6	7
Подпорные						
8НДвН	600	35	5,5	79	МА-36-51/6	100
14НДсН	1260	37	5	87	МА-35-61/6	160
НМП 2500-74	2500	74	3	72	ДС-118/44-6	800
НМП 3600-78	3600	78	3	83	ДС-118/44-6	800
НМП 5000-115	5000	115	3,5	85	СДН-2-16-59-6	1600
НПВ 1250-60	1250	60	2.2	76	ВАОВ 500М-4У1	400
НПВ 2500-80	2500	80	3,2	82	ВАОВ 630 L-4Y1	800
НПВ 3600-90	3600	90	4,8	84	ВАОВ 710 L-4Y1	1250
НПВ 5000-120	5000	120	5	85	ВАОВ 800 L-4Y1	2000
жидкости и выделяющимся из нее воздухом, располагаются на границах
соприкосновения с металлом колеса. При конденсации пара эти пузырьки
лопаются, и в полость с большой скоростью поступает жидкость, создавая
очень большие местные давления, приводящие к коротким интенсивным
ударам. Это явление называется кавитацией. Под действием кавитации
возникает вибрация агрегата, разрушается поверхность металла. Для
предотвращения кавитации на приеме насоса надо иметь некоторое
избыточное давление, называемое кавитационным запасом.
Корпуса насосов типа НМ рассчитаны на предельное давление 7,4
МПа (75 кгс/см2). Входной и напорный патрубки насоса, направленные в
противоположные стороны от оси насоса, расположены в нижней части
корпуса, что обеспечивает удобный доступ к ротору, состоящему из вала и
рабочего колеса, и внутренним деталям насоса без отсоединения патрубков от
технологических трубопроводов.
Ротор насоса вращается в подшипниках скольжения с принудительной
смазкой (под давлением). Двусторонний подвод жидкости к рабочему колесу и
двухзавитковый спиральный отвод жидкости от рабочего колеса обеспечивают
уравновешивание гидравлических осевых и радиальных сил, возникающих в
насосе и действующих на его ротор. Для восприятия остаточных
неуравновешенных осевых сил служит радиально-упорный сдвоенный
шарикоподшипник с принудительной смазкой, установленный на конце
ротора. На другом конце ротора имеется зубчатая муфта для соединения с
электродвигателем.
Для уменьшения утечек жидкости в месте контакта вала и корпуса
насоса устанавливаются концевые уплотнения ротора - механические,
торцевого типа, рассчитанные на рабочее давление 4,9 МПа (50 кгс/см2).
Конструкция спиральных насосов рассчитана на работу по
последовательной схеме соединения трех насосов. При этом давление в
напорном патрубке последнего работающего насоса не должно превышать 7,4
МПа.
Величинами, характеризующими работу насосов независимо от их
принципа действия и назначения, являются подача, напор или давление,
мощность, коэффициент полезного действия (КПД), коэффициент
быстроходности и допускаемый кавитационной запас. Основными
характеристиками насоса являются развиваемый им напор и подача.
Значения напора (энергии, сообщаемой перекачиваемой жидкости насосом)
и подачи (количества жидкости, подаваемой насосом в единицу времени)
зависят от конструкции и размеров насоса и частоты вращения. Для каждого
насоса взаимосвязь подачи Q и напора Н при заданной частоте вращения
может быть выражена графически и аналитически. Эта зависимость
называется рабочей характеристикой или просто характеристикой
центробежного насоса. Графически характеристика Q - Н нефтяных
магистральных насосов представляется пологопадающей параболой,
аналитическое выражение которой имеет следующий вид:
57
H = a-b Q2-"’ ,
где a, b - коэффициенты;
m - коэффициент, зависящий от режима течения.
Физический смысл коэффициентов а и Ь: первый - представляет
собой напор, развиваемый насосом на закрытую запорную задвижку, второй-
характеризует степень крутизны параболы.
Графическая характеристика Q - Н строится в координатах : напор - по
оси ординат и подача - по оси абсцисс. Обычно на эту же характеристику
наносят зависимости изменения мощности N, потребляемой насосом, от
подачи и коэффициента полезного действия насоса Т| от подачи (рис. 3.5).
Все характеристики строятся на основании данных, полученных при
испытаниях насоса на воде при постоянной (номинальной) частоте
вращения рабочего колеса. Полученные на заводе зависимости Q - Н верны
для определенного размера рабочего колеса. Конструкция колеса насоса
допускает его обточку в некоторых пределах без существенного
уменьшения КПД насоса. При этом характеристика насоса опускается по
оси ординат.
Рис. 3.5. Характеристика насоса ИМ 10000-210
Анализ рабочих характеристик насосов магистральных трубопроводов
позволяет сделать следующие выводы, которые очень важны в практической
работе: центробежный насос создает максимальный напор при работе на
закрытую задвижку, а после открытия напорной задвижки при увеличении
подачи жидкости напор насоса уменьшается; мощность, потребляемая
насосом, возрастает с увеличением подачи, а при нулевой подаче мощность,
потребляемая насосом, существенно отличается от нуля; наибольший КПД
58
находится в зоне, соответствующей некоторому диапазону значений
подачи, а при отклонении от этой зоны в любую сторону КПД насоса
снижается.
Графоаналитические расчеты, связанные с нахождением рациональных
режимов работы насосов совместно с трубопроводом, можно найти в [18, 23,
25,27, 29,31].
Насосы нефтепродуктопроводов
В качестве основных насосов на нефтепродуктопроводах наибольшее
распространение получили НМ 1250-260, НМ 500-300, НМ 360-460. Кроме
того, находятся в эксплуатации многоступенчатые насосы НПС 200-700,
одноступенчатые насосы НПС 200-700, одноступенчатый консольный насос НК
560/300, а также насосы прошлых лет выпуска ЮН 8x4, 14Н 12x2. Подпорные
насосы представлены центробежными насосами типа 8 НДвН, 12 НДсН, 14
НДсН.
Сведения о технических характеристиках насосов нефте-
продуктопроводов приведены в табл. 3.2.
Таблица 3.2
Техническая характеристика насосных агрегатов нефтепродуктопроводов
Насосы					Электродвигатели	
Марка	Подача, м3/ч	Напор, м	Допускаемый кавитационн ый запас, м	кпд, %	Марка	Мощ- ность, кВт
14 Н 12x2	1100	370	36	75	СТД-1250/2 ' АЗП-1600/2	1250
ЮН 8x4	500	740	-	73	АЗП-1600/2	1600
НК 560/300	560	300	5	75	СТД-1250/2	1600
НПС 200- 700	200	700	5	65	4 АЗНП- 630/6000	630
8 НДвН	600	35	5,5	79	МА-36-51/6	100
14 НДсН	1260	37	5	87	МА-35-61/6	160
Системы разгрузки, сбора утечек маслоснабжения
Для обеспечения нормальных условий работы магистральных
насосов типа НМ и электродвигателей марки СТД со встроенными
воздухоохладителями предусматриваются следующие вспомогательные
системы: система разгрузки торцовых уплотнений, система сбора утечек от
торцовых уплотнений, централизованная система смазки и охлаждения
подшипников, а также система подачи воды для охлаждения воздуха
внутри электродвигателей и масла в теплообменниках, система подачи и
59
подготовки сжатого воздуха и система оборотного водоснабжения и
охлаждения воды воздухом.
Ниже дается краткая характеристика систем разгрузки, утечек
маслоснабжения.
В магистральном центробежном одноступенчатом насосе
двустороннего входа обычно применяются два типа уплотнений:
бесконтактные - щелевого или лабиринтного типов и контактные
концевые, в качестве которых используются торцовые уплотнения.
Бесконтактные уплотнения разделяют полость высокого давления между
корпусом и колесом с областью всасывания (рис. 3.6). Это уплотнение
находится внутри насоса, постоянного наблюдения и обслуживания не
требует. Концевое торцовое уплотнение служит для предотвращения выхода
перекачиваемой жидкости через вал насоса в помещение насосного цеха.
Если в щелевых уплотнениях допускаются значительные утечки, поскольку
эти уплотнения внутренние, то выход нефти через вал насоса должен
быть исключен. Торцовые уплотнения конструктивно представляют собой
герметизирующие устройства, в которых плоские уплотняющие
поверхности (контактные кольца) расположены перпендикулярно к оси
вращения, а усилия, удерживающие эти поверхности в контакте,
направлены параллельно оси вала (рис. 3.7). Во время работы насоса
давление жидкости со стороны рабочего колеса обеспечивает
необходимое усилие для прижатия торцовой поверхности подвижного
(плавающего) контактного кольца, соединенного с валом, к опорному
кольцу, установленному в корпусе насоса. На кольцевой плоской поверхности
образуется плотный контакт, препятствующий проникновению
перекачиваемой жидкости из полости насоса. Пружины, установленные
по периметру контактных колец, осуществляют контакт между
трущимися парами в случае снижения давления жидкости при остановке
насоса, а также компенсируют износ этих поверхностей в осевом
направлении.
Изменения давления на перекачивающей станции, вызванные
технологическими и аварийными ситуациями, могут вызвать в торцовых
уплотнениях перекос, заклинивание аксиально-подвижной втулки и полное
раскрытие контактной пары. Чтобы снизить давление в камерах торцовых
уплотнений предусмотрена система разгрузки, состоящая из промежуточных
уплотнений (обычно щелевых) и трубопроводов системы разгрузки; в
состав последней также входят задвижки, обратный клапан, сборная
емкость (емкость утечек) и насосы откачки из емкости. На
перекачивающих станциях, работающих с подпорными насосами (рис.3.8 а),
разгрузочная нефть (нефтепродукт) из камер уплотнений основных насосов
поступает в общий коллектор разгрузки 1, из которого жидкость может
поступать либо во всасывающий трубопровод подпорных насосов через
задвижку 2, либо во всасывающий трубопровод основных насосов через
обратный клапан 3. При работе на станции одного основного агрегата
60
задвижка открыта и линия разгрузки сообщается со всасывающей линией
подпорных насосов, В этом случае давление в линии разгрузки составляет 1-2
кгс/см~, т. е. меньше давления в линии всасывания основных насосов, и
обратный клапан 3 закрыт.
Рис, З.б. Бесконтактные уплотнения:
а - щелевое; б - лабиринтное;
1 - корпус; 2 - уплотнительное кольцо; 3 - рабочее колесо;
Si - радиальный зазор; Si - осевой зазор
Рис.3.7. Принципиальная схема торцового уплотнения:
I - вал; 2 - пружина; 3 - подвижное контактное кольцо;
4 - опорное неподвижное кольцо
61
Такая схема разгрузки объясняется необходимостью создания
циркуляции нефти (нефтепродукта) в камерах уплотнений при работе одного
основного агрегата. В противном случае давление в полости всасывания
насоса и камерах уплотнений будет практически равным, что приведет из-за
отсутствия циркуляции нефти (нефтепродукта) к чрезмерному нагреву
торцовых уплотнений. Во время работы двух или трех последовательно
соединенных основных насосов задвижку 2 на линии разгрузки закрывают. В
этом случае давление в линии разгрузки будет превышать давление во
всасывающем коллекторе основных агрегатов примерно на 0,2 МПа (2
кгс/см'), и обратный клапан 3 на отводе от линии разгрузки откроется.
На промежуточных станциях, работающих по системе "из насоса в
насос" (рис. 3.8 б), при работе одного насоса линия разгрузки 1 соединяется
через задвижку 2 с емкостью для сбора утечек 4, откуда нефть
(нефтепродукт) периодически закачивается обратно во всасывающий
трубопровод специальными насосами 5 и 6. Режим работы уплотнений в
данном случае аналогичен режиму, при котором на ГПС работает один
насос. При работе двух или трех последовательно соединенных насосов
задвижка 2 на коллекторе разгрузки должна быть закрыта. Режим работы
будет аналогичен режиму ГПС при работе двух или трех насосов. На
практике чаще применяют схемы разгрузки, при которых линия разгрузки
соединяется с трубопроводом наименьшего давления. Это объясняется тем, что
на приеме станции колебания давления достигают 25 кгс/см2, резко
ухудшающие работу концевых уплотнений и часто приводящие к полному
нарушению герметичности.
Циркуляция разгрузочной нефти (нефтепродукта) способствует
охлаждению камеры торцовых уплотнений.
Совершенствование конструкции и материалов, применяемых в
торцовых уплотнениях, сделали возможным эксплуатацию современных
магистральных насосов без системы разгрузки. Как известно, в зоне
контакта мощность трения переходит в тепло, что обусловливает возрастание
температуры, которая в зависимости от режима работы торцового
уплотнения, циркуляции охлаждающей жидкости, начальной температуры
ее может колебаться в широких пределах (примерно от 100 до 1000 °C).
Верхний предел соответствует сухому трению. Высокая температура
контактных колец приводит к преждевременному их износу, что в конечном
счете резко снижает наработку уплотнения. Поэтому приходится
принимать специальные меры для охлаждении торцовых уплотнений,
например импеллерные устройства.
Основным элементом этих устройств является винтовой насос,
устанавливаемый на месте втулки, разделяющей торцовую камеру и
подводящую полость в корпусе насоса (рис. 3.9). При вращении вала
насоса возникает осевая составляющая сил давления нарезки на жидкость,
действующая в сторону, противоположную приложенному перепаду
давления, который создается рабочим колесом.
62
Рис.3.8. Схема системы разгрузки:
а - на головной ПС; б - на промежуточной ПС;
1 - общий коллектор разгрузки; 2 - задвижка; 3 - обратный клапан;
4 - емкость для сбора утечек; 5 - насос для закачки нефтепродукта
во всасывающий трубопровод
Рис. 3.9. Схема винтового циркуляционного импеллера;
L - рабочая длина импеллера; h - глубина нарезки; m - шаг нарезки;
b - ширина выступов; а - угол наклона винтовой линии; 8 - зазор
63
При соответствующем конструктивном подборе импеллера можно
практически полностью компенсировать этот перепад и исключить проток
жидкости через импеллер во время работы на«оса. В этом случае импеллер
будет играть роль динамического бесконтактного уплотнения винтового
типа. При использовании винтового импеллера для охлаждения торцового
уплотнения вместо функции запирания импеллер создает заданную по
расходу циркуляцию жидкости через торцовые уплотнения, что
обеспечивает стабильный температурный режим его работы, т. е. такой
импеллер лучше назвать циркуляционным. Расход циркуляции должен
находиться в пределах 1,5-2 м3/ч, направление циркуляции - обычно через
импеллер в сторону подвода насоса, т. е. всасывающая сторона импеллера
обращена в сторону торцовой камеры.
Система сбора утечек (рис. 3.10) предусмотрена для приема капельных
утечек от торцовых уплотнений 1, а также на случай возникновения на
насосах аварийных ситуаций (образование щелей или полное раскрытие
торцов). Утечки самотеком по трубопроводу 2 поступают в специальный
заглубленный сборник 5, расположенный вне помещения насосной. В этом
сборнике постоянно должен быть незаполненный объем, достаточный для
приема максимальных утечек при раскрытии торцов за время закрытия
задвижек обвязки магистральных насосов. Периодически из резервуара утечек
нефть (нефтепровод) закачивают насосами 4 во всасывающую линию 3.
Насосные агрегаты имеют принудительную систему смазки узлов
трения (подшипников), состоящую из маслонасосов, масляных баков,
фильтров, охладителей и масляной коммуникации. Типовая система смазки
(рис. 3.11) предусматривает наличие двух маслонасосов 5 и двух
маслобаков 4. Баки 4 заполняются маслом из емкости 2 с помощью насоса 3.
Из баков 4 масло рабочим насосом 5 подается через фильтр 6 и
маслоохладитель 7 по маслопроводам к узлам трения и далее самотеком по
линии слива поступает обратно в маслобак. На приемной трубе к масляным
бакам при работе должны быть открыты обе задвижки. Отключение
рабочего маслонасоса приводит к автоматическому включению резервного
маслонасоса. Для аварийной подачи масла в случае отключения
электроэнергии служит аккумулирующий маслобак объемом 0,3 м3,
расположенный выше уровня оси валов насосного агрегата. Отработанное
масло откачивается из системы рабочим маслонасосом в емкость 1. Объем
масла в масляных баках должен быть в пределах 0,7 объема бака при
работающих насосных агрегатах. Конструктивно масляный бак представляет
собой прямоугольную сварную емкость, на которой смонтированы
маслоуказатель, воздушник с сеткой, фланцы для присоединения
трубопроводов, щуп для определения уровня первоначальной заливки
масла, а также предохранительный клапан. Для перекачки масла
используются роторно-зубчатые (шестеренчатые) насосы типа РЗ (Ш)
Маслофильтры состоят из двух одинаковых фильтрующих патронов,
которые включены в маслосистему через трехходовые краны.
64.
Рис. 3.10. Схема системы сбора утечек:
1 - концевое уплотнение; 2 - линия разгрузки (линия утечек);
3 - всасывающая линия магистральных насосов;
4 - насос откачки утечек; 5 - резервуар утечек
Рис. 3.11. Схема смазки насосного агрегата:
1 - емкость с отработанным маслом; 2 - емкость с чистым маслом;
3 - насос; 4 - рабочие баки; 5 - рабочие насосы; 6 - фильтр;
7 - маслоохладитель
3—А739
Эти краны дают возможность пропускать масло через оба фильтра или
только через один и заменять фильтрационные сетки без остановки
агрегата. Степень засоренности фильтров можно контролировать
манометрами, установленными до и после фильтра, по величине перепада
давления. Маслоохладитель представляет собой трубчатый теплообменник,
в котором вода циркулирует по решетке из латунных трубок, а масло - по
межтрубному пространству внутри корпуса. В верхней части
маслоохладителя имеются два крана для спуска воздуха из масляной и
водяной камер. На патрубках входа и выхода масла имеются карманы для
термометров. Хорошо зарекомендовали себя воздушные охладители масла.
Масляная коммуникация состоит из напорных и сливных труб,
предназначенных для подвода и отвода масла. Всасывающие трубопроводы
делаются максимально короткими. На напорном масляном трубопроводе
перед подшипниками магистрального насосного агрегата установлены
регулирующие вентили или дроссельные шайбы, которые дают
возможность обеспечить необходимую подачу масла к подшипникам. На
сливных патрубках подшипников имеются смотровые окна и места для
установки термометров. Температура подшипников не должна превышать
60 °C.
Расчетные формулы, относящиеся к определению параметров
системы маслоснабжения, изложены в [31].
3.6.	Резервуары магистральных нефте- нефтепродуктопроводов.
В системе магистральных трубопроводов, в основном, применяют
вертикальные и горизонтальные стальные, а также железобетонные
резервуары.
Резервуары бывают подземные и наземные. Подземными называют
резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже
наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. Остальные
резервуары относятся к наземным.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со
стационарной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными.
Они представляют собой цилиндрический корпус, сваренный из стальных
листов размером 1,5-6 м, толщиной 4-25 мм, со щитовой конической или
сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов
располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между
собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются
между собой ступенчато, телескопически или встык.
Щитовая кровля опирается на фермы и (у резервуаров большой
емкости) на центральную стойку.
Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке,
обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от
66
центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной
воды.
Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50000 м3. Они
рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па.
Для сокращения потерь нефти (нефтепродуктов) от испарения
вертикальные цилиндрические резервуары оснащают понтонами или
плавающими крышами.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей
крышей (типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они
не имеют стационарной кровли. Роль крыши у них выполняет диск,
изготовленный из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости.
Известные конструкции плавающих крыш можно свести к четырем
основным типам (рис. 3.12): дисковым, однослойным с кольцевым коробом,
однослойным с кольцевым и центральным коробами, двуслойным.
Дисковые крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны, т. к.
появление течи в любой ее части приводит к заполнению чаши крыши
нефтью (нефтепродуктом) и далее - к ее потоплению. Двуслойные крыши,
наоборот, наиболее металлоемки, но и наиболее надежны, т. к. пустотелые
короба, обеспечивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и
разделены перегородками на отсеки.
Для сбора ливневых вод плавающие крыши имеют уклон к центру. Во
избежание разрядов статического электричества их заземляют.
С целью предотвращения заклинивания плавающих крыш
диаметр их металлического диска на 100-400 мм меньше диаметра
резервуара. Оставшееся кольцевое пространство герметизируется с помощью
уплотняющих затворов различных конструкций.
Чтобы плавающая крыша не вращалась вокруг своей оси, в резервуаре
устанавливают вертикальные направляющие из труб которые одновременно
служат для размещения устройства измерения уровня и отбора проб жидкости.
В крайнем нижнем положении плавающая крыша опирается на
стойки, расположенные равномерно по окружности крыши. Высота опорных
стоек равна 1,8 м, что позволяет рабочим проникать внутрь резервуара и
выполнять необходимые работы.
Недостатком резервуаров с плавающей крышей является возможность
ее заклинивания вследствие неравномерности снежного покрова. Застывшая
нефть забивает отверстия перфорации пробоотборника.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с
понтоном (типа РВСП) - это резервуары, по конструкции аналогичные
резервуарам типа РВС, т. е. имеющие стационарную крышу, но снабженные
плавающим на поверхности жидкости понтоном. Подобно плавающей
крыше понтоны перемещаются по направляющим трубам, снабжены
опорными стойками и уплотняющими затворами, тщательно заземлены.
Понтоны бывают металлические и синтетические. Металлические
понтоны конструктивно мало отличаются от плавающих крыш.
67
в
Рис. 3.12. Схемы основных типов плавающих крыш:
а - дисковая; б - однослойная с кольцевым коробом;
в - однослойная с кольцевым и центральным коробами;
г - двуслойная
Рис. 3.13. Непримерзающий мембранный дыхательный
клапан типа, НДКМ
1 - соединительный патрубок; 2 - седло; 3 - тарелка; 4 - мембрана;
5 - нижний корпус; 6 - верхний корпус; 7 - боковой люк;
8 - верхняя мембрана; 9-диски; 10 - регулировочные грузы;
11- крышка; 12- трубка; 13- амортизирующая пружина;
14 - цепочки для соединения дисков и тарелок; 15- импульсная
трубка; 16 - огневой предохранитель
Синтетический понтон состоит из кольца жесткости с сеткой,
опирающегося на поплавки и покрытого ковром из полиамидной пленки.
Понтоны из синтетических материалов в отличие от металлических
практически непотопляемы, монтируются в действующих резервуарах без
демонтажа части кровли или корпуса, без применения огневых работ в
резервуаре, малометаллоемки.
При сооружении резервуаров типов РВС, РВСП и РВСПК
используются рулонные заготовки днища и корпуса заводского
изготовления.
Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в
отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и
поставляют в готовом виде Их объем составляет от 3 до 100 м3. В системе
магистральных трубопроводов такие резервуары используют как емкости
дли сбора утечек.
Железобетонные резервуары (типа ЖБР) бывают цилиндрические
и прямоугольные (квадратные, траншейные). Первые из них более
распространены, поскольку более экономичны, прямоугольные же резервуары
более просты в изготовлении.
Железобетонные резервуары изготавливают, как правило, из
предварительно напряженных железобетонных панелей, швы между
которыми замоноличивают бетоном. Плиты перекрытия опираются на
стены, а в ряде случаев - и на балки. Днище, в основном, изготавливается
монолитным бетонным толщиной 50 см.
Цилиндрические резервуары типа ЖБР сооружают объемом от 100 до
40000 м3. Они рассчитаны на избыточное давление 200 Па и на вакуум 100 Па.
Резервуары типа ЖБР требуют меньших металлозатрат, чем
стальные. Однако в процессе их эксплуатации выявился ряд недостатков.
Прежде всего, существующие конструкции перекрытия железобетонных
резервуаров не обладают достаточной герметичностью и не предотвращают
проникновение паров нефти (нефтепродукта) из резервуара в атмосферу.
Другая проблема - борьба со всплыванием резервуаров при высоком
уровне грунтовых вод. Существуют трудности с ремонтом внутреннего
оборудования железобетонных резервуаров.
В силу перечисленных и ряда других причин резервуары типа ЖБР в
настоящее время не сооружаются.
Оборудование резервуаров
На резервуарах устанавливаются:
-	оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и
снижение потерь нефти (нефтепродукта);
-	оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;
-	противопожарное оборудование;
-	приборы контроля и сигнализации.
69
Оборудование для обеспечения надежной работы
резервуаров и снижения потерь нефти (нефтепродукта)
К этой группе оборудования относятся:
-	дыхательная арматура;
-	приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой;
-	средства защиты от внутренней коррозии;
-	оборудование для подогрева нефти.
Дыхательная арматура резервуаров включает дыхательные и
предохранительные клапаны. Назначение дыхательной арматуры состоит в
следующем. При заполнении резервуаров или повышении температуры в
газовом пространстве давление в них возрастает. Так как резервуары
рассчитаны на давление, близкое к атмосферному, их может просто
разорвать. Чтобы этого не происходило на резервуарах установлены
дыхательные и предохранительные клапаны. Первые открываются, как
только избыточное давление в газовом пространстве достигнет 2000 Па,
предел срабатывания вторых - на 5-10% выше, они страхуют дыхательные
клапаны.
Дыхательная арматура защищает резервуары и от смятия при
снижении давления в них при опорожнении, либо при уменьшении
температуры в газовом пространстве. Как только вакуум достигает
допустимой величины открываются дыхательные клапаны, в газовое
пространство резервуаров поступает атмосферный воздух. Если их
пропускная способность недостаточна и вакуум продолжает увеличиваться,
то открываются предохранительные клапаны.
В настоящее время на резервуарах устанавливаются дыхательные
клапаны типов НДКМ и КДС.
Непримерзающий мембранный дыхательный клапан типа НДКМ
(рис. 3.13) содержит соединительный патрубок 1 с седлом 2, тарелку 3 с
нижней мембраной 4, зажатой между фланцами нижней 5 и верхней 6
частей корпуса, верхнюю мембрану 8 с дисками 9 и регулировочными
грузами 10. Мембрана 8 закреплена в крышке 11, в которой имеются
отверстия для сообщения камер под крышкой с атмосферой при помощи
трубки 12. Диски 9 и тарелки 3 соединены цепочками 14. Межмембранная
камера через импульсную трубку 15 сообщается с газовым пространством
резервуара. В нижней части корпуса размещен кольцевой огневой
предохранитель 16. Для удобства обслуживания клапан имеет боковой люк 7.
Амортизирующая пружина 13 предназначена для устранения колебаний
затвора. Мембрану изготовляют из бензостойкой прорезиненной ткани.
Непримерзаемость тарелки к седлу обеспечивается покрытием
соприкасающихся поверхностей фторопластовой пленкой.
Клапан работает следующим образом. При создании в резервуаре (а
соответственно и в межмембранной камере) разряжения, соответствующего
пределу срабатывания клапана, тарелка 3 поднимается, и в газовое
70
пространство поступает атмосферный воздух. При повышении давления в
резервуаре сила давления на верхнюю мембрану благодаря большей ее
площади выше, чем на нижнюю. Если разность сил превышает вес тарелки
3 и диска 9 с грузом 10, то верхняя мембрана, прогибаясь вверх, увлекает за
собой тарелку 3, открывая путь паровоздушной смеси в атмосферу.
Клапан дыхательный северного исполнения типа КДС (рис. 3. 14)
состоит из корпуса 4, на боковых поверхностях которого расположены
четыре окна с фланцами. На фланцы окон прикреплены четыре вакуумных
затвора, предназначенных для поступления воздуха в резервуар. Затвор
состоит из седла 5, тарелки 6 и гибкой фторопластовой пластины 8,
ограничивающей ее перемещение. Горловина клапана заканчивается седлом
2, на которое садится тарелка давления, предназначенная для выпуска
паровоздушной смеси из резервуара. Контактирующие поверхности всех
тарелок и седел покрыты фторопластовой пленкой.
Для защиты от прямого воздействия атмосферных осадков и ветра
клапан имеет крышку 3 и четыре кожуха 7 для вакуумных затворов.
Для работы в комплекте с непримерзающими дыхательными клапанами
типа НДКМ предназначены предохранительные гидравлические клапаны типа
КПГ (рис. 3.15). Клапан состоит из корпуса 7 с присоединительным фланцем,
чашки 6, предназначенной для размещения жидкости гидрозатвора,
верхней части корпуса 5 с патрубком, погружаемым в жидкость, экрана
4, предотвращающего выброс жидкости при срабатывании клапана,
кассеты огневого предохранителя 3, крышки 2 для защиты от
атмосферных осадков и трубки 1 для слива и налива жидкости.
Клапан работает следующим образом. При повышении давления в
резервуаре и полости А жидкость из чашки 6 выбрасывается через
патрубок и, отражаясь от экрана 4, собирается в кольцевой полости Б. При
вакууме в резервуаре жидкость вытесняется из патрубка в чашку 6 и при
срабатывании выбрасывается на стенки корпуса, по которым стекает в
кольцевую полость В.
После срабатывания клапана газовое пространство резервуара
сообщается с атмосферой, и клапан работает, как "сухой", обеспечивая
высокую пропускную способность. Выброшенная жидкость сливается через
сливные штуцеры и используется при повторной заливке.
При установке на резервуаре дыхательных клапанов типа КДС в
качестве предохранительных применяются также клапаны типа КДС,
настроенные на те же рабочие параметры, что и дыхательные.
71
Рис. 3.14. Клапан дыхательный северного исполнения типа КДС:
1 - тарелка давления; 2 - седло давления; 3 - крышка; 4 - корпус;
5 - седло вакуума; 6 - тарелка вакуума; 7 - кожух; 8 - гибкая
фторопластовая пластина
Рис. 3.1S. Предохранительный гидравлический клапан типа К1Ц
I - трубка для слива и налива жидкости; 2 - крышка для защиты от
атмосферных осадков; 3 - кассета огневого предохранителя;
4 - экран; 5 - верхний корпус; 6 - чашка для размещения жидкости;
7 - корпус
Дыхательная арматура не только предотвращает разрушение
резервуаров вследствие чрезмерно больших давления или вакуума, но и
являются первичным средством сокращения потерь нефти (нефтепродуктов)
от испарения. Во-первых, эта арматура находится в нормально закрытом
состоянии, чем предотвращается вентиляция газового пространства
резервуаров. Во-вторых, впуск свежей порции воздуха в резервуар (для
насыщения которой должно испариться некоторое количество
углеводородной жидкости , как и выпуск паровоздушной смеси из нем,
происходит не в момент изменения давления в газовом пространстве, а с
запаздыванием, определяемым пределами срабатывания дыхательной
арматуры. Тем самым объем "дыханий", а значит, и потери нефти
(нефтепродуктов) уменьшаются.
Приемо-раздаточные патрубки служат для приема и откачки нефти
(нефтепродуктов) из резервуаров. Их количество зависит от
производительности закачки-выкачки. На концах приемо-раздаточных
патрубков устанавливают хлопушки (рис. 3.16), предотвращающие
утечку жидкости из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных
трубопроводов и задвижек. Хлопушки на раздаточных патрубках в
обязательном порядке оснащаются системой управления, включающей трос 7
с барабаном 6, управляемым снаружи с помощью штурвала И, поскольку
иначе произвести откачку нельзя. Хлопушки на приемных патрубках, как
правило, открываются потоком закачиваемой жидкости.
Плотность прилегания крышки хлопушки 12 к ее корпусу
обеспечивается полимерным покрытием затвора. Для облегчения открытия
хлопушки предназначено устройство 10. При открытии байпасного вентиля 13
давление по обе стороны крышки хлопушки выравнивается и ее открытие не
требует усилий. Для подстраховки к крышке хлопушки прикреплен запасной
трос 8, закрепляемый на крышке светового люка.
В резервуарах всегда имеет отстоявшаяся подтоварная вода. Ее наличие
приводит к внутренней коррозии днища и первого пояса резервуаров. Для
борьбы с внутренней коррозией производят периодическое удаление воды
через сифонный кран и монтируют протекторы на днище резервуара.
Сифонный кран (рис. 3.17) представляет собой Г-образную трубу 3,
которая через сальниковое уплотнение 2 вставлена внутрь резервуара.
Нижний конец трубы 3 снабжен защитной диафрагмой 4, обеспечивающей
отбор воды и исключающей загрязнение, снаружи труба снабжена
пробковым краном 6. Сифонные краны устанавливают в первом поясе
резервуара на высоте 350 мм от дна. С целью защиты от повреждений и
атмосферных осадков сифонный кран заключен в защитный кожух 1.
Для удаления воды из резервуара при помощи поворотной ручки 5
труба 3 устанавливается в рабочее положение: изогнутый конец трубы
опускается к днищу (как на рис. 3.17), и давлением столба углеводородной
жидкости вода, скопившаяся на дне, через кран 6 вытесняется наружу. Для
73
приведения крана в нерабочее положение трубу 3 поворачивают изогнутым
концом вверх или горизонтально.
Рис. 3.16. Хлопушка:
1 - стопор; 2 - втулка сальника; 3 - сальниковая набивка; 4 - корпус сальника;
5 - вал подъемника; 6 - барабан; 7 - трос подъемника; 8 - запасной трос к
крышке светового люка; 9 - хлопушка; 10 - перепускное устройство;
11 - штурвал; 12 - крышка хлопушки; 13 - байпасный вентиль
74
Рис. 3.17. Водоспускное устройство:
1 - защитный кожух; 2 - сальниковое уплотнение; 3 - патрубок;
4 - защитная диафрагма; 5 - поворотная ручка; 6 - пробковый кран
Предотвращение внутренней коррозии днища и первого пояса
резервуаров обеспечивается также применением протекторной защиты. Ее
сущность состоит в том, что вместо имеющей место при отсутствии защиты
коррозионной пары "сталь - сталь" создается коррозионная пара "сталь-
протектор", в которой разрушается протектор, а не сталь днища или стенки.
Для защиты резервуаров от внутренней коррозии используются
магниевые протекторы типа ПМР Они представляют собой короткий
цилиндр (отношение высоты к диаметру 0,2-0,4), в верхней части которого
имеется углубление в виде опрокинутого усеченного конуса. В центре
протектора запрессована стальная втулка для обеспечения контакта
протектора с днищем. Для установки протектора к днищу резервуара
приваривается металлический стержень, вокруг которого изолируется
площадка несколько большего размера, чем диаметр протектора; затем
протектор одевается на стержень и приваривается к нему (втулкой).
В зависимости от уровня подтоварной воды и концентрации солей в
ней один протектор обеспечивает защиту от коррозии поверхности площадью
от 10 до 45 м3.
75
При транспортировке высоковязких и высокозастывающих нефтей
резервуары должны быть оборудованы средствами подогрева и иметь
теплоизоляционное покрытие. В основном применяются секционные
подогреватели (рис. 3.18), где в качестве теплоносителя используется
насыщенный водяной пар или горячая вода. Секции подогревателя
устанавливаются с уклоном по ходу движения теплоносителя.
Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров
Для указанных целей используется следующее оборудование:
- люки-лазы;
-	люки замерные;
-	люки световые;
-	система размыва и предотвращения накопления донных отложений;
- лестница.
Люки-лазы размещаются в первом поясе и служат для
проникновения рабочих внутрь резервуара. Через них в резервуар также
доставляется оборудование, требующее монтажа (протекторы, детали
понтонов и т. д.), и извлекаются донные отложения при ручной зачистке.
Люк замерный служит для ручного замера уровней нефти
(нефтепродукта) и подтоварной воды, а также для отбора проб
пробоотборником.
Люки световые предназначены для проникновения солнечного
света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоскопии, ремонте и
зачистке.
Замерный и световые люки монтируются на крыше резервуара.
Система размыва и предотвращения накопления донных отложений
встречается только в нефтяных резервуарах. Она представляет собой группу
веерных кольцевых сопел, обвязанных трубопроводами, по которым к
соплам подается нефть. Скорость истечения нефти через кольцевую щель
сопел такова, что обеспечивает срыв частиц осадка с днища и их
взвешивание. Применяют два способа размыва и удаления осадка:
раздельный и совмещенный. При раздельном способе резервуар заполняется
нефтью через систему, а затем опорожняется через приемо-раздаточный
патрубок. При совмещенном способе заполнение и опорожнение резервуара
нефтью производится одновременно.
За рубежом для предотвращения оседания частиц парафина в нефти
широко применяются винтовые мешалки.
Перемешивание нефти производится с помощью гребного винта,
находящегося на конце вала, проходящего через стенку горизонтально на
расстоянии 1 м от днища резервуара. Вращение винта с частотой 420 об/мин
обеспечивает электродвигатель мощностью 25 кВт, снабженный
понижающим редуктором.
76
Рис. 3.18. Секционный подогреватель:
1 - карман для замера температуры конденсата; 2 - коллектор К-2;
3 - подогревательный элемент ПЭ; 4 - стойка С-3; 5 - конденсатопровод;
6 - ось подъемной трубы; 7 - секция; 8 - стойка С-4; 9 - стойка С-6
Рис. 3.19. Огневой предохранитель:
1 - фланец; 2 - прижимные болты; 3 - корпус; 4 - крепежные болты;
5 - фольговая гофрированная спираль (кассета); б - кожух спирали;
7 - уплотняющая прокладка
Мешалка с приводом крепится растяжками на стенке резервуара. Для
уменьшения нагрузки на стенку иногда применяют дополнительные
пружинные опоры.
Число устанавливаемых винтовых мешалок зависит от объема
резервуара: если он не превышает 10000 м3, то устанавливается одна
мешалка, при большем объеме - две-три мешалки. Для предотвращения
накопления осадка в резервуаре достаточно, чтобы мешалка работала 24 ч в
месяц с равными промежутками между включениями. В этом случае
толщина осадка на днище не превышает 10-12 см.
Применение винтовых мешалок имеет ряд недостатков. Так,
площадь днища, на которой происходит взвешивание осадка,
ограничивается углом расширения турбулентной струи, равным 22-25°.
На остальной площади днища взвешивание частиц осадка производится
вторичным течением, для создания которого необходимо 1 - 2 ч и более. Для
установки винтовых мешалок в резервуарном парке требуется устройство
силовой проводки низкого напряжения. Установка винтовой мешалки
требует усиления первого пояса резервуаров и т. д.
В нашей стране винтовые мешалки получили ограниченное применение.
Лестница служит для подъема персонала на крышу резервуара.
Различают лестницы следующих типов: прислонные, спиральные (идущие
вверх по стенке резервуара) и шахтные. Лестницы имеют ширину не менее 0,7
м и наклон к горизонту не более 60 °, снабжены перилами высотой не менее 1
м. У места присоединения лестницы к крыше резервуара располагается
замерная площадка, рядом с которой размещается замерный люк.
Противопожарное оборудование
Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности,
поэтому они в обязательном порядке оснащаются противопожарным
оборудованием: огневыми предохранителями, средствами пожаротушения и
охлаждения.
В тех случаях, когда огневые предохранители не встроены в корпус
клапанов, они устанавливаются между клапаном и монтажным патрубком
резервуара. Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что
пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстия
малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода. Конструктивно огневой
предохранитель (рис. 3.19) представляет собой стальной корпус 3 с
фланцами 1, внутри которого в кожухе 6 помещена круглая кассета 5,
состоящая из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из
алюминиевой фольги, образующих множество параллельных каналов
малого сечения.
В случае возникновения пожара тушение горящей в резервуарах
нефти (нефтепродукта) производят пеной, изолирующей поверхность
горючей жидкости от кислорода воздуха.
78
Рис. 3.20. Пеносливная камера:
1 - пенопроводы; 2 - мембрана; 3 - корпус камеры; 4 - крышка корпуса
(для смены мембраны); 5 - пенослив; б - направляющий козырек; 7 - верхний
пояс резервуара
79
3
Рис. 3.21. Установка ГВПС-2000 на резервуаре:
1 - пеногенератор; 2 - стенка резервуара;3 - фланец специальный с воротником;
4 - люк для осмотра; 5 - пенокамера; 6 - площадка с ограждением для
обслуживания; 7 - вставка; 8 - трубопровод подачи раствора пенообразователя
Для подачи пены в резервуары используются пеносливные камеры
(химическая пена) или пеногенераторы типа ГВПС (воздушно-механическая
пена), монтируемые в верхнем поясе резервуаров.
Пеносливная камера (встречается, в основном, на существующих
резервуарах малой емкости) (рис 3.20) состоит из корпуса 3 с крышкой 4 и
пенопроводом 1. С помощью патрубка пеносливная камера крепится к
монтажному патрубку резервуара.
Ддя разобщения газового пространства с атмосферой служит
мембрана 2, которая разрушается при подаче пены. Мембраны делают из
целлулоида или тонкого картона, пропитанного олифой.
80
На резервуарах большой вместимости применяют установки типа
ГВПС-600 и ГВПС-2000 (рис. 3.21). Они состоят из пеногенератора 1 с
растворопроводом 8 и камеры 5. С помощью фланца 3 и кронштейна установка
крепится к стенке резервуара 2. Для обслуживания установки
предусмотрены люк 4 и площадка 6. Герметизирующая крышка
предотвращает потери нефти (нефтепродукта) от испарения в окружающую
среду. Крепление крышки к корпусу камеры осуществляется стяжками с
замками, состоящими из двух частей, спаянных сплавом с температурой
плавления около 120 °C. При возникновении пожара замки стяжек
расплавляются, и герметизирующая крышка под действием собственного
веса падает, освобождая проход пене к горящей углеводородной жидкости.
Опыт использования генераторов высокократной пены ГВПС
показал, что требуемая степень кратности пены, равная 100, в реальных
случаях не достигается. С учетом этого, был разработан для повышения
надежности пожаротушения резервуаров со сферическим покрытием
генератор пены средней кратности ГВПС-2000 с кратностью пены не менее
70.
В последнее время начинает внедряться способ подслойной подачи
пены в очаг горения. Имеющийся опыт показывает, что эффективность
пожаротушения указанным способом существенно выше по сравнению с
верхней подачей пены. Подача пены с нижнего пояса резервуара через
слой нефти или нефтепродукта требует применения новых устойчивых
пенообразователей.
С целью охлаждения резервуаров в случае пожара на них по
периметру устанавливают кольцевой трубопровод, служащий для подачи
воды.
При необходимости расчеты отдельных элементов оборудования
резервуаров можно найти в [2, 17, 22].
Приборы контроля и сигнализации
Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применяются:
-	местные и дистанционные измерители уровня нефти (нефтепродукта);
-	сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней
нефти (нефтепродукта);
-	дистанционные измерители средней температуры нефти в резервуаре;
-	местные и дистанционные измерители температуры жидкости в
районе приемо-раздаточных патрубков (при оснащении резервуаров
средствами подогрева);
-	сниженный пробоотборник и др.
Измерители уровня и температуры углеводородной жидкости, а также
сниженные пробоотборники применяются для целей учета и контроля ее
качества. Зная уровень взлива жидкости в резервуаре, по калибровочным
таблицам находят ее объем. Умножая объем на среднюю плотность нефти,
81
находят массу продукта в резервуаре. Средняя плотность находится на
основе отбора средних проб и с учетом средней температуры жидкости по
высоте резервуара. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефти
(нефтепродуктов) в резервуарах применяются системы дистанционного
замера уровня: "Уровень", "Утро-3", "Кор-Вол" и др., местные уровнемеры
типа УДУ, сниженные пробоотборники типа ПСР.
Измерительно-вычислительная система "Кор-Вол" обеспечивает
измерение уровня и средней температуры, сигнализацию оперативных
уровней, вычисление количества нефти (нефтепродуктов) в резервуарах.
Система действует по принципу следящего регулирования за перемещением
поплавка на поверхности нефти. Для измерения средней температуры
используется комплект термометров сопротивления, смонтированных на
несущей трубе, следящей за изменением уровня жидкости при помощи
поплавка.
Для местного контроля за уровнем взлива нефти (нефтепродуктов) в
резервуарах со станционной крышей применяются указатели уровня типа
УДУ (рис. 3.22), принцип работы которых основан на определении
положения поплавка, плавающего на поверхности жидкости и
перемещающегося вместе с ее уровнем. Указатель уровня состоит из трех
узлов:
-	показывающего прибора с отсчетным механизмом 4 и пружинным
двигателем постоянного момента, обеспечивающим постоянное натяжение
мерной ленты;
-	гидрозатвора 5 с угловыми рамками и защитными трубами;
-	поплавка 10 с мерной лентой 9 и направляющими струнами 8,
натянутыми между грузом 11 и крышей резервуара.
Гидрозатвор в данном случае предотвращает прямой контакт газового
пространства резервуаров с атмосферой и тем самым предотвращает
возможные потери нефти (нефтепродуктов) от испарения.
Точность измерений с помощью указателей уровня недостаточна для
коммерческого учета, поэтому их используют только для оперативного учета
нефти (нефтепродуктов).
Для отбора средних проб из резервуаров применяются стационарные
пробоотборники типа ПСР (ПСР-3, ПСР-4). Принцип действия пробо-
отборника основан на выделении в резервуаре столбика жидкости по всей
высоте налива.
Пробоотборник типа ПСР (рис 3.23) состоит из трех основных узлов:
пробоотборной колонны, панели управления отбором и сливом пробы 1,
люка для установки пробоотборника 3. Пробоотборная колонна представляет
собой две вертикально расположенные трубы: пробоотборная 2 - для
заполнения нефтью и пневматическая 3 - для создания давления воздухом,
соединенные системой клапанов, расположенных через каждые 1-1,5 м по
высоте труб. Для отбора средней пробы ручным насосом, расположенным
на панели управления, в пневматической трубе создают давление 0,3 МПа.
82
Рис. 3.23. Пробоотборник ПСР-4;
I - панель управления отбором и слипом пробы;
2 - пробоотборная колонна;
3 - пневматическая колонная
1 - стальная закаленная лента; 2 - барабан; 3 - ролик; 4 - мерный шкив;
5 - гидрозатвор; б - ролик; 7 - устройство для натяжения струн;
8 - направляющие струны; 9 - мерная лента; 10 - поплавок; 11 - груз
Под действием этого давления открываются клапаны, и пробоотборная
труба заполняется нефтью (нефтепродуктом) того состава, который имеет
место на уровне расположения каждого из клапанов. После заполнения
пробоотборной трубы жидкостью давление в пневматической трубе
сбрасывается, клапаны закрываются, и столб пробы отсекается от жидкости в
резервуаре. Далее нажатием на рукоятку слива пробы, расположенную на
панели управления, нефть (нефтепродукт) сливается в пробоотборную посуду.
Опыт эксплуатации пробоотборников типа ПСР показал
недостаточную надежность (засорение клапанов, коррозия сильфонов и др.)
В последние годы все шире применяются пробоотборники типа
"перфорированная труба". Конструктивно такой пробоотборник представляет
установленную вертикально трубу со сводными отверстиями. Диаметры и
плотность их размещения по высоте трубы неодинаковы и определяются
расчетом из условия, что независимо от взлива нефти (нефтепродукта) в
резервуаре ее отбор с разных уровней позволит получить представительную
пробу.
В типовых проектах	вертикальных резервуаров предусмотрена
установка сигнализаторов	уровня ультразвукового типа (СУУЗ),
предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями в
резервуарах. Сигнализатор верхнего аварийного уровня передает сигнал на
прекращение закачки (отключение насосного оборудования) при
достижении предельного уровня взлива.
Измерение температуры нефти в районе приемо-раздаточных
патрубков выполняется с целью определения момента начала ее откачки
насосами (потери напора во всасывающей линии не должны превышать
некоторой допустимой величины).
Особенности оборудования резервуаров
с плавающими крышами
Отличительной особенностью этих резервуаров является то, что
световой и замерный люки, дыхательные клапаны монтируются
непосредственно на плавающей крыше. Необходимость в установке
дыхательных клапанов возникает в связи, с тем, что при опорожнении
резервуара ниже высоты опорных стоек под плавающей крышей образуется
газовое пространство. При последующем заполнении резервуара эта газовая
"подушка", вытесняясь через зазор между стенкой и коробом, может
создать перекосы плавающей крыши и вызвать ее заклинивание. Чтобы
этого не происходило, выпуск газовой фазы из-под плавающей крыши
производят организованно - через дыхательные клапаны.
Дополнительно на плавакйцей крыше монтируются водоприемник
дренажной системы, катучая лестница с направляющими, патрубки для
крепления опорных стоек, устройства для заземления и люк-лаз.
84
Дренажная система служит для отвода ливневых вод в канализацию.
Сток воды к центру крыши обеспечивается за счет постоянного уклона к
водоприемнику. Водоприемник приварен к плавающей крыше и снабжен
запорным устройством поплавкового типа. Системой водоспуска,
выполненной из шарнирно состыкованных стальных труб или гибких
резинотканевых рукавов, водоспуск соединяется с дренажным патрубком,
вваренным в первый пояс резервуара. Эта система является слабым звеном
плавающих крыш особенно в холодное время года.
Катучая лестница служит для спуска персонала на поверхность
плавающей крыши. Верхним концом катучая лестница шарнирно опирается
на переходную площадку, соединенную с шахтной лестницей, служащей
для подъема на кольцевую площадку резервуара. Нижний конец
лестницы, снабженный катками, при вертикальном перемещении крыши
движется горизонтально по специальным направляющим (рельсам).
В центральной части плавающей крыши установлен дополнительный
люк-лаз. Люк-лаз и световой люк располагают диаметрально
противоположно.
3.7.	Резервуарные парки магистральных
нефте- и нефтепродуктопроводов
Резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов служат:
-	для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах
участков транспортной цепи;
-	для учета нефти;
-	для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и
мехпримесей, смешение и др.).
В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:
-	на головной перекачивающей станции;
-	на границах эксплуатационных участков;
-	в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса
нефти попутным потребителям.
Резервуарным парком в конце магистрального нефтепровода является
либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо резервуары
крупной перевалочной нефтебазы или пункта налива.
Согласно "Норм проектирования" (ВНТП 2-86) суммарный
полезный объем резервуарных парков нефтепроводов зависит от диаметра и
протяженности последних и выбирается в соответствии с табл. 3.3.
85
Таблица 3.3
Рекомендуемые суммарные полезные объемы резервуарных
парков нефтепроводов
(единица измерения - суточный объем перекачки)
Протяжен ность МНП, км	Диаметр, мм			
	630 и менее	720, 820	1020	1220
до 200	1,5	2	2	2
свыше 200 до 400	2	2,5	2,5	2,5
свыше 400 до 600	2,5	2,5/3	2,5/3	2,5/3
свыше 600 до 800	3	3/3,5	3/4	3,5/4
свыше 800 до 1000	3/3,5	3/4	3,5/4,5	3,5/5
Примечания:
1.	В числителе - цифры для нормальных условий; в знаменателе - когда не
менее 30% от протяженности проходит в сложных условиях (заболоченные и
горные участки).
2.	При протяженности нефтепровода больше 1000 км к размеру емкости
по табл, добавляется объем резервуарного парка, соответствующего длине
остатка.
Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода
ориентировочно распределяется следующим образом:
-	Головная НПС	2-3
-	НПС на границе эксплуатационных
участков	0,3 - 0,5
-	то же при проведении приемо-сдаточных
операций	1-1,5
Резервуарные парки в системе магистральных нефтепродукто-
проводов выполняют, в основном, те же функции, что и на магистральных
нефтепроводах. В качестве специфических задач следует выделить их
использование:
-	для исправления смеси;
-	для накапливания необходимых объемов нефтепродуктов, позволяющих
вести последовательную перекачку.
Согласно "Нормам технологического проектирования разветвленных
нефтепродуктопроводов (ВНТП 3-90)" головная перекачивающая станция
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. Однако вместимость резервуарного
парка должна быть не менее 3-суточного объема перекачки.
86
На промежуточных перекачиваемых станциях, расположенных на
границе смежных линейных участков, с объемом отбора нефтепродукта в
отводы, превышающем разность часовых подач насосных более, чем на 20 %, и
тем самым не позволяющими осуществлять перекачку по системе "из насоса в
насос", должен предусматриваться резервуарный парк вместимостью не менее
среднесуточного объема перекачки.
На пунктах приема смеси должны дополнительно предусматриваться
резервуары для приема смеси разных групп нефтепродуктов.
Единичная вместимость резервуаров и их число в общей вместимости
резервуарного парка наливных пунктов и перекачивающих станций должна
определяться с учетом:
-	распределения нефтепродуктов по маркам и количеству;
-	необходимости иметь не менее 2-х резервуаров на каждую марку
нефтепродукта;
-	требований возможно большей однотипности и единичной вместимости
резервуаров;
-	неравномерности подхода транспорта;
-	коэффициента использования резервуаров.
В соответствии со СНиП 2.11.03-93 "Склады нефти и нефте-
продуктов. Противопожарные нормы" резервуары в резервуарных
парках размещаются группами. Общая емкость резервуаров в одной
группе должна быть не более: резервуаров с плавающей крышей или
понтоном - 200000 м3 при применении резервуаров емкостью 50000 м3 и
более и 120000 м3- при применении резервуаров емкостью менее 50000 м3;
резервуаров со стационарной крышей - 120000 м3 при хранении нефти и
нефтепродуктов с температурой вспышки выше 45 °C и 80000 м3 - при
хранении нефти и нефтепродуктов с температурой вспышки 45 °C и ниже.
Общая площадь зеркала группы подземных резервуаров не должна
превышать 14000 м2.
Расстояние между стенками наземных резервуаров, располагаемых в
одной группе, должно быть: резервуаров с плавающей крышей - 0,5 диаметра,
но не более 30 м; резервуаров с понтоном - 0,65 диаметра и со стационарной
крышей - 0,75 диаметра, но не более 30 м.
Расстояние между стенками подземных резервуаров одной группы
должно быть не менее 1 м.
Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных
в соседних группах, должно быть:
-	для наземных резервуаров объемом до 20000 м3 - 40 м;
объемом 20000 м3 и более - 60 м;
-	для подземных резервуаров -15 м.
Каждая группа наземных резервуаров должна быть ограждена сплошным
земляным валом шириной по верху не менее 0,5 м или стеной,
рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся нефти
(нефтепродукта).
87
Высота внешнего ограждения группы резервуаров должна быть на 0,2 м
выше уровня расчетного объема разлившейся нефти (нефтепродукта), но не
менее 1 м - для резервуаров емкостью менее 10000 м3 и 1,5 м - для
резервуаров емкостью 10000 м3 и более.
Объем, образуемый между внутренними откосами обвалования или
ограждающими стенами, должен быть равен емкости наибольшего резервуара
в группе.
Расстояние от стенок резервуаров до нижней кромки внутренних
откосов обвалования или до ограждающих стен следует принимать не
менее: 3 м - от резервуаров емкостью 10000 м3 и 6 м - от резервуаров
емкостью 10000 м3 и более.
В пределах одной группы каждый резервуар емкостью 20000 м3 и более
или несколько меньших резервуаров суммарной емкостью 20000 м3 должны
отделяться от других резервуаров группы внутренними земляными валами
или стенами высотой 0,8 м при резервуарах емкостью менее 10000 м3 и 1,3 м
при резервуарах 10000 м3 и более.
Объем, образуемый между внутренними откосами обвалования
группы подземных резервуаров, определяется из условия удержания
разлившейся нефти (нефтепродукта) в количестве, равном 10 % емкости
наибольшего подземного резервуара в группе.
На территории резервуарного	парка предусматривается
производственно-дождевая канализация для приема:
-	подтоварных вод из резервуаров;
-	дождевых вод с обвалованной площадки резервуарного парка, где эти
воды могут быть загрязнены нефтью;
-	воды от охлаждения резервуаров при пожаре.
По границам резервуарных парков и между отдельными группами
резервуаров оставляют пожарные проезды шириной не менее 3,5 м.
3.8.	Учет нефти и нефтепродуктов на потоке
При приеме нефти и нефтепродуктов в трубопровод, сдаче на конечном
пункте и передаче из одного управления в другое требуется определять их
количество. Ранее количественный учет осуществлялся по резервуарам.
Такая система учета требовала больших затрат ручного труда, плохо
поддавалась механизации и автоматизации, не обеспечивала требуемой
точности и достоверности учета. Применение счетчиков дает возможность
осуществить учет нефти и нефтепродуктов непосредственно на потоке,
повысить точность измерения, автоматизировать получение результатов
измерения, сократить персонал, выполняющий приемо-сдаточные операции. В
настоящее время счетчики являются основным средством количественного
учета. На магистральных трубопроводах применяются турбинные счетчики.
Частота вращения турбинки счетчика непосредственно зависит от скорости
потока, что позволяет определить расход в трубопроводе. Для преобразования
88
частоты вращения ротора в потоке используют магнитные или
магнитоиндукционные преобразователи. В последнем случае при
прохождении лопасти турбинки вблизи магнитоиндукционного датчика в
соленоиде наводится э. д. с., и изменение количества перекачиваемой среды
сводится к подсчету электрических импульсов с помощью счетчика
импульсов При установке счетчика необходимо создать условия,
обеспечивающие точные показания. При наличии в жидкости механических
примесей, больших, чем допускает конструкция счетчика, в начале замерной
линии должен быть установлен фильтр. Перед счетчиком и после него
необходимо обеспечить прямые участки требуемой длины для создания
равномерного потока по сечению трубопровода. Обычно длина прямого
участка перед счетчиком рекомендуется примерно в 20 диаметров трубы.
Нормируемая длина прямого участка сокращается с уменьшением скорости
потока, плотности жидкости и увеличения ее вязкости. Прямой участок после
счетчика принимается около пяти диаметров трубы. Для сокращения
прямого участка применяют струевыпрямители, представляющие собой
набор труб малого диаметра, устанавливаемых внутри замерной линии.
При больших расходах устанавливают параллельно несколько счетчиков.
Основные параметры турбинных счетчиков следующие:
-	типовые диаметры - 8 - 600 мм;
-	максимальный номинальный расход - 6500 м3/ч;
-	диапазон изменения расходов - 1:15;
-	погрешность измерения - 0,25%;
-	повторяемость - 0,05%;
-	максимальное давление - 25 МПа;
-	потери давления - 40 кПа;
-	максимальная вязкость - 50-10'6 м2/с.
Основной метрологической характеристикой счетчика является
коэффициент пропорциональности, определяющий зависимость количества
жидкости, прошедшей через счетчик, от частоты вращения ротора. Значение
коэффициента соответствует числу импульсов на единицу объема жидкости
и называется фактором счетчика. Из-за ряда причин значение фактора не
остается постоянным во всем диапазоне расходов, измеряемых счетчиком.
Сказывается влияние трения в подшипниках, изменения структуры потока,
неточность изготовления и др. Действительная частота вращения ротора
будет отличаться от расчетной, что определяет наличие погрешности
измерения, особенно сказывающейся при малых значениях измеряемого
расхода При использовании счетчиков регламентируется нижнее значение
расхода, при котором обеспечивается измерение с гарантированной
погрешностью. Другой характеристикой счетчика является номинальный
расход - наибольший длительный расход, при котором погрешность
показаний не выходит из установленных норм, а потери напора не создают в
счетчике усилий, способствующих быстрому износу трущихся частей.
Верхним пределом измерений называется кратковременный (не более 1 ч)
89
расход, при котором погрешность показаний и нагрузка на опоры не
выходит за пределы, установленные для данной конструкции. Наряду с
погрешностью, т, а максимальным отклонением показаний от линейной
характеристики во всем установленном диапазоне измеряемых расходов,
для счетчиков различают повторяемость, т е. возможную погрешность
измерения в одной определенной заранее откалиброванной точке.
Повторяемость у счетчиков значительно меньше погрешности. С
изменением вязкости существенно изменяется эпюра скоростей потока по
сечению. При одной и той же скорости потока это приводит к ускорению
частоты вращения ротора при увеличении вязкости и снижению его
скорости - при уменьшении. Возникающая при этом погрешность может
существенно превысить допускаемые пределы. При отсутствии специальных
устройств, компенсирующих влияние вязкости, для счетчиков всегда
оговариваются пределы вязкости рабочей жидкости, в которых
сохраняется номинальное значение погрешности.
Параллельная установка нескольких счетчиков дает определенные
преимущества по сравнению со схемой с одним счетчиком:
1	) при установке нескольких счетчиков расширяется диапазон
пропускной способности, при которой обеспечивается нормальная
эксплуатация с заданной погрешностью; возможность отключения
счетчиков снижает общую пропускную способность узла и соответственно
нижнюю границу допускаемых расходов;
2	) учитывая возможность некоторой перегрузки счетчиков, схема
может остаться полностью работоспособной и при неисправности одного из
них и его ремонте;
3	) учитывая, что распределение потоков по параллельным линиям
практически постоянно, показания счетчиков на параллельных линиях могут
сопоставляться, и таким образом их можно корректировать;
4	) параллельно устанавливаемые счетчики поверяются на прувере
меньшего объема.
В состав блочного узла учета (рис. 3.24) входят, кроме основных,
резервного и контрольного счетчиков, также запорная арматура, фильтры,
струевыпрямители, датчики температуры, плотности, давления , содержания
влаги, автоматический пробоотборник и др. В состав узла может входить
трубопоршневая установка для поверки показаний счетчиков.
При работе счетчика из-за износа частей нарушается линейность
соотношения между частотой вращения и скоростью потока, что
увеличивает погрешность измерений. Поэтому правильность показаний и
погрешность счетчика должны систематически поверяться. Частота и методы
поверки зависят от конструктивных данных, условий работы и назначения.
Поверку счетчиков на месте эксплуатации проще всего производить
контрольным (образцовым) счетчиком. В качестве образцового используется
турбинный счетчик, пропускная способность которого соответствует
аналогичному параметру рабочего счетчика, а погрешность в точке измерения
90
в три раза меньше допускаемой погрешности для рабочего счетчика.
Контрольный счетчик устанавливается выше по потоку, последовательно
с поверяемым, чтобы они находились в одинаковых условиях по
температуре и давлению протекающей через них жидкости. Схема
включения контрольного счетчика должна обеспечивать тождественность
потоков, отсутствие утечек между рабочим и контрольным счетчиком.
Рис. 3.24. Схема установки счетчика:
1 - отсекающие задвижки; 2 - манометр; 3 - фильтр; 4 - струевыпрямитель;
5 - счетчик; 6 - термометр; 7 - отвод к контрольному счетчику или пруверу;
8 - контрольный кран
Рис. 3.25. Штанговый клапан "Флекс-Фло":
1 - входной патрубок; 2 - дроссель; 3 - разделительный сосуд; 4 - гильза;
5 - шланг; 6 - выходной патрубок; I - входная полость клапана; П - выходная
полость клапана; Ш - полость, заполненная воздухом или инертным газом
91
Наиболее удобным устройством, обеспечивающим поверку
счетчиков с достаточной точностью, является трубопоршневая установка или
прувер. Основную часть прувера составляет точно вымеренный по объему
участок калиброванной трубы между двумя предельными отметками.
Вытеснение объема жидкости осуществляется с помощью шара
(поршня). Идея поверки счетчиков на прувере заключается в подсчете
числа импульсов от счетчика за период движения поршня между
детекторами - сигнализаторами прохождения поршня, установленными в
начальной и конечной точке калиброванного участка. Показания
счетчика сопоставляются с известным с высокой точностью объемом
прувера.
Устанавливаемые на магистральных трубопроводах узлы учета
количества и качества нефти (нефтепродуктов) в зависимости от
выполняемых функций делятся на коммерческие и оперативные.
Коммерческие узлы осуществляют учет с точностью, необходимой для
учетно-расчетных операций. Оперативные узлы производят учет с
точностью, необходимой для оперативных целей и задач АСУ ТП, и могут
являться резервными точками коммерческого учета В состав коммерческих
узлов входят рабочие, резервные и контрольные измерительные линии,
приборы качества, автоматический пробоотборник, трубопоршневая
установка и устройство регулирования расхода. На оперативных узлах учета
приборы качества, трубопоршневая установка и устройство регулирования
расхода могут не предусматриваться. Число рабочих измерительных линий
определяется из условий обеспечения заданной точности измерения в
диапазоне 30 - 100 % пропускной способности трубопровода. Число-
резервных линий принимается в размере 30 - 50 % от числа рабочих
измерительных линий, как правило, должно быть не более десяти. В узле
учета, независимо от наличия трубопоршневой установки,
предусматривается одна контрольная линия.
3.9.	Средства защиты магистрального
трубопровода от перегрузок по давлению
При внезапной остановке одной иЗ промежуточных НПС возникает
волна повышенного давления, которая со скоростью звука движется к
предыдущей перекачивающей станции и суммируется с развиваемым ею
давлением. При этом суммарное давление в трубопроводе вблизи
предыдущей НПС может значительно превысить допустимое значение.
Опыт эксплуатации показывает, что разрыв трубопровода вследствие
чрезмерно высокого давления в большинстве случаев происходит на
расстоянии 20-40 км после предыдущей НПС, т. е. прежде чем волна
повышенного давления достигает нет предыдущей станции и на ней
сработает система защиты по максимальному давлению, отключающая насосы.
92
Мероприятия, с помощью которых можно предотвратить
возможность возникновения опасных для прочности трубопровода
давлений при внезапном отключении промежуточной НПС, можно
подразделить следующим образом:
-	создание волны пониженного давления, идущей навстречу волне
повышенного давления;
-	гашение волны повышенного давления в месте ее возникновения или
уменьшение крутизны фронта такой волны.
Волна пониженного давления создается отключением на
предыдущей НПС одного или нескольких насосных агрегатов, что
обеспечивается посылкой сигнала по линии связи с остановленной НПС.
При этом от предыдущей НПС навстречу волне повышенного давления
будет двигаться волна пониженного давления, и при встрече эти волны будут
взаимно гаситься. Однако при этом необходимо отключить отдельные
насосные агрегаты на нескольких предыдущих НПС, т. к. они работают по
системе "из насоса в насос", и отключение агрегатов на одной из них создаст
волну повышенного давления по направлению к ближайшей предыдущей
станции и опасность чрезмерного повышения давления.
Система создания встречной волны пониженного давления включает:
1)	устройство для формирования сигнала при возникновении опасных
возмущений давления;
2)	линию связи с предыдущей и последующей НПС;
3)	устройство для отключения одного или нескольких насосных
агрегатов при поступлении сигнала.
Система создания волны пониженного давления (система "Волна")
применена на отдельных участках нефтепровода "Дружба". При
использовании данного средства защиты трубопровода от перегрузки по
давлению необходимо уметь рассчитать число насосных агрегатов, которые
надо отключать на предыдущей НПС, а также определять, как при этом
изменится пропускная способность трубопровода и на каких еще станциях
потребуется отключение насосных агрегатов. Недостатком системы защиты
путем создания волны пониженного давления является необходимость
обеспечения помехоустойчивости и высокой надежности линии связи.
Кроме того, часть трубопровода остается незащищенной от волны
динамического давления с большой крутизной фронта.
Гашение волны повышенного давления непосредственно в месте ее
возникновения позволяет исключить перегрузку трубопровода. Для этого
достаточно снизить скорость нарастания давления у остановленной НПС до
допустимых пределов, что будет достигнуто при выполнении следующего
условия: уменьшение расхода через остановленную НПС должно
происходить постепенно за время, соизмеримое с временем пробега ударной
волной участка между остановленной и предыдущей НПС. Средствами
обеспечения указанного условия могут быть: увеличение махового момента
насосных агрегатов; установка на линии всасывания НПС воздушных
93
колпаков; автоматический сброс части перекачиваемой жидкости в месте
возникновения волны повышенного давления в специальный резервуар.
Для увеличения махового момента требуется существенное изменение
конструкции насосных агрегатов, в том числе и уже установленных, что
весьма проблематично.
Воздушный колпак для современных магистральных
трубопроводов с большой пропускной способностью должен быть
объемом до 300 м3, чтобы обеспечить требуемое снижение скорости
нарастания давления, и работать при давлениях порядка б МПа.
Практическое осуществление этого мероприятия также очень затруднительно.
На магистральных трубопроводах нашел широкое
распространение способ автоматического сброса части нефти в резервуар,
что объясняется простотой конструкции и эксплуатации. При этом
используются регуляторы скорости повышения давления, которые также
еще называются системами сглаживания волны давления (ССВД). Задача
такого устройства - осуществлять сброс при отключениях данной станции
и не реагировать на изменения давления, происходящие из-за отключений
на соседних станциях, изменения уставки регулятора на этой станции или
даже отключения одного агрегата на этой станции. Все эти события
различаются крутизной волны давления, т. е. скоростью изменения давления
в данной точке. С учетом перечисленных требований чувствительный
элемент должен реагировать на скорости изменения давления порядка 0,4 -
1 МПа. Для регулирования скорости повышения давления нельзя
использовать для сброса жидкости предохранительные клапаны, поскольку
последние настраиваются на значение повышения давления при
определенном статическом давлении. При переходных же процессах сброс
должен осуществляться в случаях возникновения крутого фронта при
любом статическом давлении В качестве автоматического устройства для
сброса используют шланговые клапаны типа "Флекс-Фло" (рис 3.25).
Входной патрубок шлангового клапана представляет собой цилиндр с
прорезями на боковой стороне. Он соприкасается с выходным
патрубком, также имеющим прорези на боковой стенке. Входной и
выходной патрубок разделены перегородкой. В нерабочем состоянии к
прорезям прижата эластичная мембрана, препятствующая перетоку
жидкости из входного патрубка в выходной. Если давления под мембраной и
над мембраной равны, то жидкость не поступает в выходной патрубок.
Прижатие мембраны обеспечивается ее натяжением, а также внешним
давлением в надмембранной полости. При увеличении давления под
мембраной во входном патрубке она выгибается и отрывается от прорезей.
В этот момент в подмембранной полости входной патрубок сообщается с
выходным, и жидкость может перетекать через боковые прорези в выходной
патрубок.
Схема устройства защиты от перегрузок с применением шланговых
клапанов (рис. 3.26) состоит из следующих элементов. Исполнительный
94
механизм, в качестве которого используется один или несколько шланговых
клапанов 2, подключается входным патрубком к трубопроводу 1 на приеме
НПС. Выходной патрубок соединяется с трубопроводом, по которому нефть
сбрасывается в безнапорную емкость 3. Давление на приеме станции
контролируется через систему, включающую большой бак 4 вместимостью 1 -
1,5 м, несколько баков-аккумуляторов 5 вместимостью 0,1 - 0,2 м и
соединительные линии, связывающие их между собой и с надмембранной
полостью шлангового клапана.
Рис. 3.26. Схема устройства сброса:
1 - приемный трубопровод НПС; 2 - шланговый клапан;
3 - безнапорная емкость; 4 - бак; 5 - бак-аккумулятор;
6 - игольчатый вентиль
В баках-аккумуляторах устанавливается тонкая мембрана из
синтетического материала, разделяющая жидкость и воздух; пространство от
этой мембраны до мембраны шлангового клапана заполняется воздухом.
Пространство над мембраной бака-аккумулятора до половины объема
95
большого бака заполняется антифризом, и остальная часть большого бака
и соединительная линия до магистрального трубопровода заполняется
нефтью. Заполнение основной части соединительных линий антифризом
предусмотрено для предохранения соединительных линий от отложений,
содержащихся в нефти примесей и парафина. На линии, соединяющей
большой бак с баками-аккумуляторами, установлен игольчатый вентиль
6, выполняющий роль дросселя. Система заполняется воздухом и
антифризом так, чтобы при давлении на приеме, превышающем рабочее на
0,1 - 0,2 МПа, уровень антифриза в большом баке и баках-аккумуляторах
находился в их средней части. При повышении давления нефти в
трубопроводе на приеме станции происходит такое же повышение
давления во всей системе, включая надмембранную полость шлангового
клапана, При этом воздух, заполняющий объем между мембраной
шлангового клапана и мембраной бака-аккумулятора, сжимается и занимает
меньший объем. Освободившийся объем заполняется антифризом, уровень
которого в большом баке в связи с этим понижается. Объем большого бака
4 заполняется за счет пополнения нефтью из нефтепровода. Наоборот, при
снижении давления на приеме станции воздух под мембраной баков-
аккумуляторов расширяется и вытесняет антифриз, уровень которого в
большом баке поднимается, а часть нефти вытесняется обратно в
нефтепровод. При резком повышении давления на приеме станции
изменение давления над мембраной шлангового клапана будет отставать от
изменения давления в трубопроводе за счет запаздывания, создаваемого
дросселем. Дроссель 6 препятствует перетоку жидкости из большого бака 4 в
баки-аккумуляторы 5, приводя к задержке изменения давления а шланговом
клапане над его мембраной, Если возникшая разность давлений велика,
мембрана прогнется и начнет пропускать поток нефти в безнапорную емкость
на сброс. Если скорость нарастания давления будет небольшой, то
запаздывание не приведет к созданию разности давлении" достаточной" для
преодоления жесткости мембраны, и шланговый клапан останется
герметичным.
В установившемся режиме давление во всей системе устанавливается
одинаковое, так как давление во входном патрубке шлангового клапана равно
давлению в его надмембранном пространстве. При этом мембрана плотно
перекрывает прорези, и путь потоку к сбросному трубопроводу герметично
перекрыт. При повышении давления на всасывании станции через нефть и
антифриз это повышение будет передаваться через эластичную мембрану в
баке-аккумуляторе воздуху. Воздух в баке будет сжиматься и вытесняться в
соединительные трубки и надмембранную полость шлангового клапана,
повышая при этом там давление. Вследствие сопротивления движению
антифриза в дроссельном устройстве сжатие воздуха при повышении
давления в нефтепроводе будет происходить во времени. Поэтому рост
давления в надмембранном пространстве будет отставать от роста давления
на приеме, и чем больше скорость изменения давления на приеме, тем
96
больше будет разность давлений на приеме и в надмембранном
пространстве, т. е. перепад на мембране. А поскольку открытие потока через
шланговый клапан определяется только перепадом на мембране при
определенной скорости изменения давления, она оторвется от прорезей и
начнет пропускать поток в сбросной трубопровод. Дроссель обеспечивает
такое запаздывание, что если давление в трубопроводе нарастает выше
заданной скорости, перепад на мембране клапана будет достаточным для
растяжения мембраны и возникновения перетока. Обратный клапан,
установленный параллельно с дросселем, обеспечивает свободный переток
жидкости обратно из аккумулятора при снижении давления на приеме.
Подпитка воздухом выполняется периодически компрессором.
Вспомогательные трубопроводы подачи воздуха и дренажа показаны на рис.
3.26 пунктиром.
На нефтепроводах диаметром 1000 и 1200 мм установлена система
"Аркрон-1000". Она включает шесть клапанов диаметром 300 мм с
самостоятельным воздушным аккумулятором каждый, Воздушные
аккумуляторы соединены с общим баком с разделительной жидкостью,
давление в котором поддерживается равным давлению в трубопроводе.
Число клапанов и их диаметр определяются расходом жидкости, которую
надо пропустить в безнапорную емкость. В систему входят, кроме того,
комплект труб и вентилей для заполнения и контроля герметичности, а также
резервуар для жидкости с насосом. Настройка регулятора скорости
повышения давления осуществляется изменением сопротивления дросселя.
В соответствии с нормами технологического проектирования
магистральных нефтепроводов системы сглаживания волны давления
должны предусматриваться на промежуточных НПС магистральных
нефтепроводов диаметром 720 мм и выше. Применение ССВД на
нефтепроводах меньшего диаметра обосновывается расчетами. ССВД
должна срабатывать при повышении давления в нефтепроводе на величину
не более 0,3 МПа, происходящим со скоростью выше 0,3 МПа/с.
Дальнейшее повышение давления в зависимости от настройки ССВД
должно происходить плавно со скоростью от 10 до 30 кПа/с. Система СВД
должна иметь не менее двух исполнительных органов. Характеристика
исполнительных органов должна обеспечить поддержание вышеуказанных
параметров	при выходе из строя одного из них. Система СВД
устанавливается на байпасе приемной линии НПС после фильтров-
грязеуловителей. На входе и выходе ССВД должны быть две задвижки с
электроприводом, отключающие ССВД от приемной линии НПС. Диаметр
байпасного трубопровода выбирается таким образом, чтобы площадь сечения
его была не менее половины площади сечения приемной линии. До и после
исполнительных органов ССВД должна предусматриваться установка
задвижек с ручным приводом. Задвижки должны быть опломбированы в
открытом состоянии.
4—А739
97
Объем резервуаров-сборников для сброса нефти от ССВД должен быть
не менее:
1)	для нефтепроводов диаметром 1220 мм - 500 м3;
2)	для нефтепроводов диаметром 1020 мм - 400 м3;
3)	для нефтепроводов диаметром	820 мм - 200 м3;
4)	для нефтепроводов диаметром	720 мм - 150 м3.
Даже если нефтепровод оснащен средствами защиты от перегрузок
по давлению, следует предусматривать мероприятия, имеющие целью
снижение числа отключений насосов. В основном опасные перегрузки
происходят при отключениях всей насосной станции. Важно при этом
предусмотреть как сокращение числа отключений, так и снижение крутизны
фронта возникающей волны Одной из наиболее частых причин
отключения станции является прекращение энергоснабжения вследствие
повреждения линий электропередач. Поэтому для электроснабжения НПС
устраиваются две линии электропередачи. В линиях электропередач
возможны короткие замыкания, при которых происходят отключения
электроснабжения. В системе автоматики электроподстанций
предусматриваются автоматическое повторное включение (АПВ)
напряжения после его кратковременного отключения и автоматический
повторный пуск агрегатов, которые начали снижать обороты при
исчезновении напряжения (самозапуск). АПВ агрегатов позволяет снизить
амплитуду повышения давления на приеме отключившейся станции и
соответственно волну повышения давления, т. к. после повторного включения
агрегатов в период процесса выбега давления на приеме не успевает
повыситься до значения давления, при котором срабатывает система
автоматики.
Самозапуском называется восстановление нормальной работы
электропривода без вмешательства персонала после кратковременного
перерыва электроснабжения или глубокой посадки напряжения.
Самозапуск имеет следующие отличия от пуска:
1)	в момент восстановления напряжения двигатель вращается, поэтому
в начале самозапуска возникает повышенный момент вращения двигателя по
сравнению с пуском;
2)	самозапуск происходит при нагруженных механизмах, что
приводит к увеличению длительности разгона и повышению температуры
обмоток;
3)	в самозапуске могут участвовать одновременно несколько
двигателей, в результате чего в элементах сети появляются повышенные токи,
снижается напряжение на выводах двигателей и соответственно
уменьшается вращающий момент;
4)	вследствие возникновения при выбеге электродвижущей силы в
обмотке статора ток включения может превышать пусковой ток.
Для сохранения режима работы трубопровода на каждой НПС один
насосный агрегат должен всегда находиться в полной готовности к пуску,
98
чтобы резервировать один из работающих агрегатов. Система
автоматического ввода резервного агрегата (АВР) позволяет локализовать
район распространения волны и снизить амплитуду возникающей волны
давления.
При отключениях насосных агрегатов системами автоматической
защиты рекомендуется избегать одновременного отключения всех
работающих насосных агрегатов. Так, при возникновении аварийных
ситуаций при отказе вспомогательных систем, превышении уровня в
резервуарах-сборниках и т. п. следует предусматривать последовательное
поочередное отключение насосных агрегатов через интервалы времени 15-30
с. При этом обеспечивается снижение амплитуды и уменьшение крутизны
фронта волны давления.
Для предотвращения опасных перегрузок следует устанавливать
последовательность включения или отключения агрегатов по определенному
графику при переходах с одного режима перекачки на другой.
Необходимо ограничивать скорость изменения уставки системы
регулирования при наличии быстродействующих исполнительных органов.
3.10. Очистка внутренней полости трубопроводов
Очистка внутренней полости магистральных трубопроводов является
регулярной операцией. Это объясняется тем, что еще в процессе завершения
строительства любого трубопровода возникает необходимость очистки
готовых участков от строительного мусора, например, грунта, камней,
электродов и их остатков и др., а после гидравлических испытаний на
прочность требуется полностью удалить опрессовочную воду. Обычно
последнее сделать не удается, и в трубопроводе остаются в пониженных
местах скопления воды, а в повышенных - скопления воздуха.
В процессе эксплуатации образование скоплений воды происходит за
счет ее выделения из потока транспортируемой нефти (нефтепродукта). При
выделении из транспортируемой нефти растворенных газов может
происходить образование газовых скоплений.
Следует заметить, что скопления воды и газа при эксплуатации
магистральных трубопроводов образуются лишь при определенных
гидродинамических условиях, когда скорости перекачиваемой жидкости
невелики. При этом вводится понятие критической или "выносной" скорости
потока, при которой образование скоплений воды или газа не происходит,
либо происходит размыв и вынос образовавшихся скоплений потоком самой
транспортируемой жидкости.
В нефтепроводах в процессе эксплуатации образуются парафиновые
отложения, приводящие к значительному снижению пропускной
способности трубопровода. На внутренней поверхности труб образуются
смолистые отложения, а также металлоотслоения и окалина, являющиеся
результатом коррозии металла. По этой причине в перекачиваемой по
99
трубопроводу нефти появляются механические примеси, ухудшающие их
качество.
В отличие от скопления воды и газа отложения парафина наблюдаются
при любых скоростях потока нефти. Парафиновые отложения - это
многокомпонентная углеводородная смесь твердой и жидкой фаз.
Прочность парафиновых отложений зависит от состава и содержания
твердых углеводородов и может существенно изменяться. Интенсивность
парафинизации зависит от физико-химических свойств нефти, температуры
потока и гидродинамических условий перекачки. Распределяются
парафиновые отложения по длине нефтепровода неравномерно, обычно
максимальное количество отложений наблюдается на участках, где
температура потока нефти находится в пределах 20-28 °C. Таким образом, с
момента сооружения и до конца эксплуатации существует необходимость в
очистке внутренней полости магистральных трубопроводов. Согласно
правил технической эксплуатации нефтепроводов очистку производят при
снижении пропускной способности на 3 % от проектной величины.
Очистные устройства
Устройства, применяемые для очистки магистральных трубопроводов, по
принципу действия (по принципу удаления загрязнений) и области
применения можно разделить на две группы.
К первой группе относятся устройства, которые в процессе движения
вытесняют загрязнения из трубопровода с помощью уплотнительных
элементов. При этом уплотнительные элементы перекрывают сечение
трубопровода, обеспечивая вынос загрязнений из полости и перепад
давлений, необходимый для движения устройства. Хороший контакт
уплотнительных элементов со стенками трубопровода достигается за счет
их упругой деформации и воздействия потока. Уплотнительные элементы,
прижимаясь к стенкам трубопровода, двигают загрязнения и оставшийся
продукт перед собой, обеспечивая их вынос из линейной части трубопровода.
К первой группе можно отнести разделитель шаровой РШ, разделитель
монтажный переменного сечения PM-ПС, разделитель с полиэтиленовыми
манжетами, цилиндрический разделитель ДЗК, гибкий размывающий
вращающийся скребок ГРВС и др.
В основном они используются для разделения жидкостей,
перекачиваемых по трубопроводу, для очистки внутренней поверхности от
продуктов загрязнения.
Особенностью устройств второй группы является то, что они
предназначены для разрушения, снятия и выноса отложений с внутренней
поверхности стенки трубопровода. Для этого, кроме уплотнительных
элементов, они снабжены специальными очистными элементами. Как
правило, основными рабочими элементами такого устройства являются
скребки, выполненные в виде ножа, ножа-щита, щеток, которые способны
100
полностью очистить стенки труб от твердых отложений. Прижатие очистных
элементов к внутренней стенке трубопровода и компенсация износа
осуществляются при помощи пружин. Благодаря наличию очистных и
уплотнительных элементов эти устройства в процессе движения практически
полностью удаляют из трубопровода все виды загрязнений. Они
достаточно универсальны а применении и обеспечивают высокое
качество очистки.
К этой группе относятся скребки различных конструкций.
Наибольшее распространение в практике очистки трубопроводов
получили щеточные скребки ЩС, щеточные скребки переменного
диаметра ЩСП, скребки многоцелевые рессорные СМР и др.
Подготовка оборудования для очистки полости
трубопровода
Комплекс оборудования для очистки полости трубопровода
должен обеспечивать выполнение всех необходимых технологических
операций, включающих пуск и прием очистного устройства, контроль за
прохождением его по участку, сбор и утилизацию выносимых из
трубопровода загрязнений. Комплекс очистного оборудования должен
содержать следующие устройства: камеры пуска и приема очистного
устройства; очистные устройства; оборудование для запассовки в камеру
пуска и извлечения из камеры приема очистного устройства-,
технологическую обвязку камер пуска и приема с запорной арматурой-,
средства контроля и сигнализации за прохождением очистного устройства-,
сооружения для сбора и утилизации выносимых из полости трубопровода
загрязнений.
Монтаж оборудования для очистки полости трубопровода выполняется
в строгом соответствии с проектом, при этом герметизация камер пуска и
приема очистных устройств должна обеспечиваться по 1 классу
герметичности (ГОСТ 9544-75). Камеры пуска и приема устанавливаются
на фундаментах с целью исключения потери устойчивости в процессе
эксплуатации.
Комплекс устройств, применяемых для периодической очистки, должен
обеспечивать полное удаление загрязнений из полости трубопровода, а
очистные устройства должны обеспечивать необходимую степень
герметизации при движении по всей длине очищаемого (восстанавливаемого)
участка.
Устройства для очистки полости нефтепроводов должны удовлетворять
следующим требованиям: обеспечивать достаточно полную очистку полости от
загрязнений, воды, а также стенок труб от парафина и продуктов коррозии на
участках общей протяженностью от 120 до 500 км в зависимости от типа
применяемых очистных устройств, перемещаться по кривым вставкам
радиусом не менее трех диаметров трубопровода с заданной скоростью без
101
нарушения работы конструктивных элементов трубопровода; быть удобным
для ввода в камеры пуска и извлечения из камер приема; обладать
минимальным весом.
Конструкции очистных устройств должны обеспечивать возможность
замены герметизирующих и очистных элементов в случае выхода их из
строя.
Оборудование для запасовки и извлечения очистного устройства должно
обеспечивать необходимую механизацию подготовительных работ, удобство
и надежность в эксплуатации.
Средства контроля и сигнализации должны обеспечивать возможность
определения местонахождения очистного устройства по длине очищаемого
участка во время проведения очистных работ.
Сооружения для сбора и утилизации выносимых из трубопровода
загрязнений должны быть рассчитаны на все возможное количество
загрязнений. Площадки размещения сооружений для сбора и утилизации
выносимых загрязнений должны иметь ограждения с целью исключения
доступа к ним посторонних лиц. Система управления комплексом
очистного оборудования должна предусматривать возможность
дистанционного (со щита диспетчера) и местного (с площадок пуска и
приема) управления процессом пуска и приема очистного устройства. В
комплексе оборудования должны быть предусмотрены соответствующие
ограждения, переходные мостки и площадки для обслуживания.
Устройства комплексов очистного оборудования должны иметь таблицу -
планку, где должны быть указаны: наименование изделия, основные
технические параметры, тип изделия, наименование изготовителя, заводской
номер и год выпуска. Консервация и упаковка запасных комплексов
должны исключать возможность коррозии и повреждений оборудования
при его транспортировке и хранении.
Организация очистки
Очистку трубопровода в процессе эксплуатации рекомендуется
выполнять между насосными станциями, т. е. в среднем на участках
протяженностью 100 - 150 км.
Необходимость проведения очистки определяется анализом режимов
перекачки.
Средняя скорость очистного устройства в трубопроводе может быть
принята равной средней скорости потока жидкости.
Наиболее эффективным процесс очистки является тогда, когда очистное
устройство движется со скоростью порядка 2 м/с.
Очистка полости трубопровода при его эксплуатации должна
выполняться по инструкциям, составляемым соответствующими службами и
под руководством специально назначенной комиссии. Сроки проведения этих
работ должны быть согласованы с центральным диспетчерским управлением.
102
Инструкция на проведение очистки полости трубопровода и
восстановление пропускной способности должна предусматривать:
организацию очистных работ; технологию пуска и приема очистного
устройства (включая переключение запорной арматуры); методы и средства
устранения отказов оборудования; требования техники безопасности и
противопожарные мероприятия.
Целью проведения очистки полости трубопровода является повышение
его гидравлической эффективности или пропускной способности до
проектных значений.
Ответственные по постам из состава ИТР за безопасное проведение
работ по пуску и приему очистных устройств назначаются приказом по
управлению, в котором также определяются составы бригад по постам с
указанием фамилий и должностей. Переключение технологических линий
при пуске, приеме и пропуске очистных устройств выполняется
эксплуатационным персоналом по указанию руководителя работ.
Руководитель работ проводит инструктаж на рабочих местах с разъяснением
обязанностей и проводимых операций каждому работнику, участвующему в
пуске и приеме очистных устройств. Проведение инструктажа оформляется
в специальном журнале. Очистное устройство разрешается пускать при
наличии: разрешения управления МНП; устойчивой связи между узлами
пуска и приема очистного устройства, постами по трассе, диспетчерской
службой, письменного подтверждения начальника смены НС о готовности
поддерживать заданный режим в трубопроводе во время пуска очистного
устройства; журнала регистрации данных по проведению работ.
Перед пуском очистного устройства необходимо:
-	проверить готовность очистного устройства к пуску в соответствии с
инструкцией по его эксплуатации;
-	проверить готовность запорной арматуры, всех узлов и устройств
камеры пуска очистного устройства, положение задвижек и сигнализатора;
-	снизить давление в камере до атмосферного и открыть затвор
камеры; провести общий осмотр камеры, проверить состояние уплотнения
затвора и направляющих;
-	ввести очистное устройство в пусковую камеру, закрыть затвор камеры;
повысить давление в ней до рабочего;
-	проверить готовность участка трубопровода к пропуску очистного
устройства;
-	подготовить аварийную бригаду к срочному выезду для устранения
возможных аварийных ситуаций;
-	дать телефонограмму о готовности к пуску очистного устройства всем
заинтересованным службам и организациям.
Перед приемом очистного устройства необходимо:
-	провести общий осмотр приемной камеры, проверить состояние
предохранительных болтов затвора и запорной арматуры;
103
-	для выравнивания давлений в трубопроводе и приемной камере
необходимо открыть линию подачи продукта в камеру, повысить давление в
приемной камере до значений давлений в трубопроводе.
Во время проведения очистных работ категорически воспрещается:
-	проведение каких-либо ремонтно-строительных работ в охранной зоне
трубопровода;
-	присутствие на площадках пуска и приема очистных устройств, а
также около линейных задвижек очищаемого участка трубопровода лиц, не
участвующих в проведении очистных работ;
-	переезд трубопровода транспортом и механизмами.
Оценка результатов проведенных работ
Результаты очистки трубопровода оцениваются путем сравнения
эффективных диаметров очищаемого участка до и после пропуска
очистного устройства, однако в последнее время такая методика не
используется.
Для установления степени восстановления пропускной способности
участков трубопровода производится повторная очистка с выполнением
замеров и расчетов Если после повторной очистки пропускные способности
участков будут отличаться от пропускных способностей после первой
очистки более чем на 0,5 %, то очистка повторяется до тех пор, пока
увеличение пропускной способности участков станет меньше 0,5 %. При
выполнении этих условий считается, что контрольная очистка данного
участка завершена. Найденные в результате контрольной очистки
пропускные способности участков фиксируются как максимальные
пропускные способности участков трубопровода и являются контрольными
или базовыми для сравнения при последующих очистках или при принятии
решения о необходимости очистки.
104
ГЛАВА 4
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
4Л. Классификация коррозионных процессов
Коррозия металлов - это процесс, вызывающий разрушение металла или
изменение его свойств в результате химического либо электрохимического
воздействия окружающей среды.
Классификация коррозионных процессов приведена на рис. 4.1. В
условиях магистральных трубопроводов наиболее распространена
электрохимическая коррозия - окисление металлов в электропроводных средах,
сопровождающееся образованием электрического тока.
Термином "электрохимическая коррозия" объединяют следующие виды
коррозионных процессов:
-	коррозия в электролитах - коррозия металлов в жидких средах,
проводящих электрический ток (вода, растворы кислот, щелочей, солей);
-	почвенная коррозия - коррозия подземных металлических сооружений
под воздействием почвенного электролита;
э	лектрокоррозия - коррозия металлических сооружений под
воздействием блуждающих токов;
-	атмосферная коррозия - коррозия металлов в атмосфере воздуха или
другого газа, содержащего пары воды;
биокоррозия - коррозия, вызванная жизнедеятельностью
микроорганизмов, вырабатывающих вещества, ускоряющие коррозионные
процессы;
-	контактная коррозия - коррозия металлов в присутствии воды,
вызванная непосредственным контактом двух металлов.
Процесс коррозии начинается с поверхности металлического сооружения
и распространяется вглубь него. По результатам осмотра поверхности
сооружения можно судить об интенсивности и характере коррозионного
разрушения конструкции.
Различают сплошную и местную коррозию. В первом случае продуктами
коррозии покрыта вся поверхность, находящаяся в контакте с коррозионной
средой. Сплошная коррозия может быть равномерной - протекающей с
одинаковой скоростью по всей поверхности, и неравномерной - протекающей с
неодинаковой скоростью на различных участках поверхности металла
(например, коррозия углеродистой стали в морской воде).
105
Рис. 4.1. Классификация коррозионных процессов
106
Местная коррозия - это окисление металла на отдельных участках
металлической поверхности. Она может быть следующих видов (рис. 4.2.):
-	пятнами (глубина повреждения много меньше его диаметра);
-	язвенная (глубина повреждения примерно равна его диаметру);
-	точечная (глубина повреждения много больше его диаметра);
-	подповерхностная (коррозионный процесс идет под слоем неповреж-
денного металла);
-	структурно-избирательная (разрушается какой-то один компонент
сплава);
-	межкристаллическая (коррозионное разрушение имеет место на границе
между кристаллами);
-	коррозионное растрескивание (коррозионно-механическое воздействие
приводит к образованию трещин в металле).
Очевидно, что местная коррозия более опасна, чем сплошная.
В зависимости от вида коррозии ее скорость оценивают по-разному. Так,
скорость сплошной равномерной коррозии определяют по потере металла за
единицу времени с единицы поверхности. Скорость язвенной, точечной,
межкристаллитной коррозии характеризуют увеличением глубины
коррозионного повреждения в единицу времени. Показателем скорости
структурно-избирательной коррозии является изменение прочности металла
(например, временного сопротивления) в единицу времени.
4.2.	Причины и механизм коррозии трубопроводов
Основной причиной коррозии металла трубопроводов является
термодинамическая неустойчивость металлов.
Подавляющее большинство металлов в земной коре находится в
связанном состоянии в виде окислов, солей и других соединений. Причина
этого явления состоит в термодинамической неустойчивости металлов.
Согласно второму закону термодинамики, любая система стремится
перейти из состояния с большей энергией в состояние с меньшей энергией.
Так, шар, помещенный на наклонную поверхность, скатывается по ней.
Почему? Потому, что в верхней точке он обладает запасом потенциальной
энергии. Скатываясь вниз, шар ее теряет и в результате приходит в более
устойчивое состояние.
107
в) точечная г) подповерхностная
а) пятнами б) язвенная
Рис. 4.2. Виды местной коррозии металла
Рис. 4.3. Примеры образования гальванических элементов
Другой пример. Пусть имеется электрическое поле. Если совершить
внешнюю работу и внести в это поле положительно заряженную частицу, то
она приобретет некоторую потенциальную энергию. Этой энергией частица
будет обладать до тех пор пока мы ее удерживаем в данной точке поля. Но
стоит перестать ее удерживать, как частица самопроизвольно перейдет в
положение, где будет обладать наименьшей энергией - положительный заряд
ее оттолкнет.
108
Почему сливаются капли воды или пузырьки газа? Потому, что после их
слияния энергия, затрачиваемая на формирование единой капли (пузырька),
меньше, чем сумма аналогичных величин для исходных капель (пузырьков).
Аналогично и вещества стремятся перейти в такое состояние, при
котором их внутренняя энергия будет иметь наименьшее значение.
Энергия, которой обладают вещества, называется химической энергией.
Она создается движением электронов на электронных орбитах атомов и
молекул. При определенных условиях химическая энергия может превращаться
в другие виды энергии, совершать работу (например, работу образования
химических соединений).
Применительно к веществам 2-й закон термодинамики звучит так:
самопроизвольно совершаются только такие химические превращения, в
результате которых образуются вещества с меньшей химической энергией.
Практически для всех металлов (кроме золота) при образовании окислов, солей
и т. д. это правило выполняется. Поэтому окисление металлов, т. е. их коррозия,
в естественных условиях процесс неизбежный.
Практически круговорот металла в природе выглядит так.
Металлургическая промышленность, затрачивая большое количество энергии,
осуществляет восстановление металлов из руд в свободное состояние, то есть
переводит их на более высокий энергетический уровень. Однако когда этот
металл уже в виде какой-то конструкции подвергается действию окислителей
(кислорода), он самопроизвольно переходит в более стабильное окисленное
состояние.
Влияние неоднородности состава металла
Для строительства трубопроводов и резервуаров применяют
малоуглеродистые и низколегированные стали. Кроме железа, они содержат
углерод (до 2%), легирующие примеси (хром, никель, марганец, медь) и
примеси, которые невозможно полностью удалить в металлургическом
процессе (сера, фосфор, кислород, азот, водород). Неоднородный состав сталей
благоприятствует возникновению коррозионных пар в соответствующей среде.
Влияние неоднородности условий на поверхность металла
Для возникновения тока при электрохимической коррозии металла
необходимо наличие катодной и анодной зон. В анодной зоне протекает
реакция окисления, заключающаяся в потере металлом своих электронов и
образованием ион-атомов.
Me -э Меп+ + п - е
Переходя в раствор электролита, ион-атомы металла вызывают его
постепенное разрушение - коррозию.
109
В катодной зоне протекает реакция восстановления - присоединения
свободных электронов каким-либо веществом, называемым деполяризатором.
Если роль деполяризатора играют ионы водорода 2Н + +2е—э 2Н Н2,то
такая реакция называется реакцией водородной деполяризации. Если же
деполяризатором выступает кислород
О2+ 4 Н+ + 4 е —>2 Н2О - в кислой среде
О2+ 2 Н2О + 4 е —> 4 (ОН)- - в щелочной среде,
то такая реакция называется реакцией кислородной деполяризации.
Из рассмотрения механизма электрохимической коррозии следует, что
интенсивность процесса зависит от скорости образования ион-атомов металла
(и свободных электронов), а также наличия кислорода и воды. Учитывая, что на
скорость образования ион-атомов влияет температура, концентрация раствора
электролита и другие внешние условия, можно сделать заключение, что если на
поверхности одного и того же металла создать различные условия, то одна
часть его поверхности станет анодом по отношению к другой.
Примеры образования гальванических элементов из одного металла
приведены на рис. 4.3.
В первом случае анодом является электрод, помещенный в подогретый
электролит. Эго связано с тем, что в подогретом электролите растворение
металла происходит более интенсивно. Аналогичная картина наблюдается и в
слабоконцентрированном растворе собственной соли по сравнению с
концентрированным раствором этой соли. Наконец, при подаче к одному из
электродов воздуха на нем облегчается протекание реакции кислородной
деполяризации, характерной для катода.
К образованию коррозионных элементов на поверхности трубопроводов
приводит различный доступ кислорода к разным участкам его поверхности,
разная влажность грунта, неоднородность микроструктуры металла. Примеры
возникновения коррозионных элементов приведены на рис. 4.4.
Влияние состава транспортируемой среды
Нефти представляют собой смесь различных углеводородов с
неуглеводородными компонентами (спирты, фенолы, соединения серы,
кислорода и др.). Если предельные и непредельные углеводороды совершенно
инертны к металлам, то неуглеводородные компоненты вступают с металлом в
химическую реакцию. Особенно опасны сернистые соединения (элементарная
сера, сероводород, меркаптаны), которые являются причиной от 3 до 20 %
случаев коррозионного повреждения внутренней поверхности трубопроводов.
Сернистые соединения нефти попадают при ее переработке и в нефтепродукты.
Широкое применение методов заводнения нефтяных пластов с целью
поддержания пластового давления и интенсификации добычи нефти приводит к
110
значительному обводнению продукции скважин. Несмотря на то, что в
процессе подготовки нефти на промыслах осуществляется ее обезвоживание и
обессоливание, определенное количество минерализованной воды попадает в
магистральные трубопроводы и в резервуары, что приводит к их внутренней
коррозии.
На ряде месторождений (например, на полуострове Мангышлак) вода,
применяемая для заводнения пластов, оказалась заражена
сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ). С водой они попадают и на
объекты трубопроводного транспорта.
Продуктом деятельности СВБ является сероводород, вызывающий
разрушение внутренней поверхности металлических сооружений.
Большую опасность в коррозионном отношении представляют также
органические кислоты, образующиеся в результате окисления углеводородной
и неуглеводородной составляющих товарных топлив при их хранении и
применении.
Таким образом, нефть и нефтепродукты в той или иной мере являются
коррозионноактивными.
Подводя итоги вышесказанному, можно сделать неутешительный вывод,
что коррозия трубопроводов - процесс неизбежный. Однако человек,
вооруженный знанием механизма коррозии, может затормозить его таким
образом, чтобы обеспечить сохранение работоспособности трубопроводов в
течение достаточно длительного ремени.
Ill
Прокладка под насыпью автодороги
Пересечение грунтов Разное удаление участков
разной плотности сечения трубы от поверхности грунта
Рис. 4.4. Примеры возникновения коррозионных элементов на трубопроводе в
результате различия условий на поверхности металла
Стрелки указывают направление движения ион - атомов металла:
А - анодная зона; К - катодная зона
4.3.	Защитные покрытия для трубопроводов
Изоляционные покрытия, применяемые на подземных магистральных
трубопроводах, должны удовлетворять следующим основным требованиям:
-	обладать высокими диэлектрическими свойствами;
-	быть сплошными;
-	обладать хорошей адгезией (прилипаемостью) к металлу трубопровода;
-	быть водонепроницаемыми;.
-	обладать высокой механической прочностью и эластичностью; высокой
биостойкостью;
-	быть термостойкими (не размягчаться под воздействием высоких
температур и не становиться хрупкими при низких температурах);
112
-	конструкция покрытий должна быть сравнительно простой, а
технология их нанесения - допускать возможность механизации;
материалы, входящие в состав покрытия, должны быть недефицитными, а
само покрытие - недорогим, долговечным.
В зависимости от используемых материалов различают покрытия на
основе битумных мастик, полимерных липких лент, эпоксидных полимеров,
каменноугольных пеков, стеклоэмалевые покрытия и др. Наибольшее
распространение в отрасли трубопроводного транспорта нефти и
нефтепродуктов получили покрытия на основе битумных мастик.
Изоляционные покрытия на основе битумных мастик
Конструкция битумных покрытий сложилась в результате их длительного
применения. Сначала идет слой грунтовки, получаемый при нанесении на
трубу раствора битума в бензине или дизтоплива.
Он заполняет все микронеровности на поверхности металла. Грунтовка
служит для обеспечения более полного контакта, а, следовательно, лучшей
адгезии, между поверхностью металла и основным изоляционным слоем -
битумной мастикой.
Битумные мастики представляют собой смесь тугоплавкого битума
(изоляционного - BHH-IV-3, БНИ-IV, БНИ-V; строительного - БН-70/30, БН-
90/10), наполнителей (минеральных - асбеста, доломита, известняка, талька;
органических - резиновой крошки; полимерных - атактического
полипропилена, низкомолекулярного полиэтилена, полидиена) и
пластификаторов (полиизобутилена, полидиена, масел соевых, масла зеленого,
автола). Битумную мастику наносят на трубу при температуре 150 - 180 °C.
Расплавляя холодную грунтовку, мастика проникает во все микронеровности
поверхности металла, обеспечивая хорошую адгезию изоляционного покрытия.
Для защиты слоя битумной мастики она покрывается сверху защитной
оберткой (стеклохолстом, бризолом, бикарулом, оберткой ПДБ и ПР ДБ).
Сведения о конструкциях покрытий на основе битумных мастик приведены в
табл. 4.1.
Таблица 4.1
Конструкции битумных изоляционных покрытий
Тип изоляции	Конструкция покрытия	Общая толщина, мм
Нормальный	Грунтовка, мастика (4 мм), стеклохолст (1 слой), защитная обертка	4,0
113
Усиленный	Грунтовка, мастика (6 мм), стеклохолст (1 слой), защитная обертка	6,0
Усиленный	Грунтовка, мастика (3 мм), стеклохолст (1 слой), мастика (3 мм), стеклохолст (1 слой), защитная обертка	6,0
При выборе типа и конструкции изоляционного покрытия исходят из
следующих рекомендаций. Независимо от величины удельного
электросопротивления грунтов усиленный тип изоляции применяется при
прокладке трубопроводов диаметром 1020 мм и более и на всех трубопроводах
при прокладке их:
-	южнее 50-й параллели северной широты;
-	в засоленных, заболоченных и поливных почвах любого района страны;
-	на подводных переходах и в поймах рек, а также переходах через
железные и автомобильные дороги, включая примыкающие участки на
расстоянии по 20 м от насыпей;
-	на территориях перекачивающих станций, включая примыкающие к
ним участки трубопроводов по 250 м;
-	на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;
-	на участках, где имеются блуждающие токи;
-	на участках нефте- и нефтепродуктопроводов, прокладываемых
параллельно рекам, каналам, озерам, а также у населенных пунктов и
промышленных предприятий; включая примыкающие участки длиной 1000 м.
Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применяются при
температуре транспортируемого продукта не более 40 °C.
Полимерные покрытия
Для защиты трубопроводов применяют полимерные покрытия из
следующих материалов:
-	полиэтиленовых изоляционных липких лент;
-	поливинилхлоридных изоляционных липких лент;
-	эпоксидной порошковой краски;
-	напыленного полиэтилена и др.
Сведения о конструкции полимерных покрытий приведены в табл. 4.2.
Тип полимерного покрытия выбирается в зависимости от температуры
транспортируемого по трубопроводу продукта tn. Порошковые
полиэтиленовые покрытия применяют при tn < 70 °C, эпоксидные - при tn <
80 °C; полиэтиленовые липкие ленты - при tn < 70 °C,
114
поливинилхлоридные липкие ленты - при tn < 40 °C. Специально для изоляции
"горячих" трубопроводов разработана полимерная лента ЛЭТСАР-ЛПТ (tn <
120 °C).
Таблица 4.2
Конструкции полимерных покрытий
Тип защитного покрытия	Условия нанесения	Конструкция и материалы защитного покрытия	Толщина, мм (не менее)
Нормальный	Трассовые или базовые	Грунтовка полимерная или битумно-полимерная, лента полиэтиленовая изоляционная липкая, защитная обертка	1,35
Нормальный	Трассовые или базовые	Г рунтовка полимерная или битумно-полимерная, лента поливинилхлоридная изоля- ционная липкая, защитная обертка	1,50
Усиленный	Трассовые или базовые	Грунтовка полимерная или битумно-полимерная, лента полиэтиленовая изоляционная липкая (2 слоя), защитная обертка	1,70
Усиленный	Заводские или базовые	Полиэтилен экструдирован- ный или расплавленный на трубе из порошков для труб диаметром: -	до 1020 мм -	от 1020 до 1220 мм -	1220 мм и выше	1 2,0 2,5 з,о
Усиленный	Заводские или базовые	Краска эпоксидная порош- ковая	0,25
Применяются и зарубежные полимерные ленты: Поликен 980-25,
Плайкофлекс 440-25, Плайкофлекс 45-25 (США), Нитго 53-635, Фурукава
Рапко НМ-2 (Япония). Температура их применения - не более 70 °C.
Покрытия на основе эпоксидной порошковой краски и напыленного
полиэтилена изготавливаются, в основном, в заводских условиях. В настоящее
время мощности по выпуску изолированных труб ограничены. Поэтому наряду
115
с битумными широко применяются покрытия на основе липких лент. Они
очень технологичны (простота нанесения, удобство механизации работ), однако
легко уязвимы - острые выступы на поверхности металла, острые камешки
легко прокалывают такую изоляцию, нарушая ее сплошность. С этой точки
зрения хороши покрытия на основе битумных мастик, проколоть которые
достаточно сложно. Однако с течением времени битумные мастики "стареют":
теряют эластичность, становятся хрупкими, отслаиваются от трубопроводов.
Новые типы изоляционных покрытий
ВНИИСПТнефть (ныне ИПТЭР) разработал конструкцию изоляционного
покрытия "Пластобит", лишенную указанных недостатков. Покрытие
представляет собой комбинацию битумного и пленочного покрытий: на слой
грунтовки наносится битумная мастика толщиной 3-4 мм, которая сразу же
обматывается поливинилхлоридной пленкой без подклеивающего слоя.
Величина нахлеста регулируется в пределах 3-6 см. В момент намотки
полимерного слоя часть мастики выдавливается под нахлест, что обеспечивает
герметизацию мест нахлеста.
Полимерный слой в конструкции покрытия "Пластобит" играет роль
своеобразной "арматуры", которая обеспечивает независимо от срока службы
сохранение целостности основного изоляционного слоя - битумного. В свою
очередь, прокол полимерной пленки не приводит к нарушению целостности
покрытия, т. к. слой битумной мастики имеет достаточно большую толщину.
Более того, опыт эксплуатации покрытия "Пластобит" показывает, что в местах
мелких сквозных повреждений полимерной части имеет место
"самозалечивание", выражающееся в вытекании части мастики через это
отверстие и застывание ее в виде грибка над местом повреждения.
Покрытие "Пластобит" является технологичным с точки зрения
нанесения, не требует значительной перестройки применяемой до настоящего
времени технологии капитального ремонта, обладает высокими защитными
качествами, которые, по утверждению разработчика, не ухудшаются со
временем.
Другим перспективным изоляционным материалом является "Асмол". Он
обладает более высокими физико-механическими свойствами (пластичность,
вязкость, адгезия и др.), а также имеет низкую стоимость по сравнению с
битумной мастикой. Вследствие этого и усовершенствованного процесса
нанесения изоляции посредством движения асмольной камеры по
трубопроводу происходит более качественное формирование слоя изоляции,
что позволяет увеличить срок службы действующих трубопроводов до 35 лет и
соответственно снижать себестоимость капитального ремонта.
За рубежом все шире применяются изоляционные материалы на основе
полиуретанов. Полиуретаны характеризуются высокими теплоизолизующими
свойствами, малоизменяющимися при изменениях температуры и влажности.
Они обладают значительной твердостью при хорошей эластичности,
116
чрезвычайно высоким сопротивлением истиранию и царапанию,
биоповреждениям. Наконец, полиуретаны стойки к воде, растворам солей и
обладают хорошей прилипаемостью к металлам.
4.4.	Электрохимическая защита трубопроводов от коррозии
Практика показывает, что даже тщательно выполненное изоляционное
покрытие в процессе эксплуатации стареет: теряет свои диэлектрические
свойства, водоустойчивость, адгезию. Встречаются повреждения изоляции при
засыпке трубопроводов в траншее, при их температурных перемещениях, при
воздействии корней растений. Кроме того, в покрытиях остается некоторое
количество незамеченных при проверке дефектов. Следовательно,
изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных
трубопроводов от коррозии. Исходя из этого, в СНиП 2.05.06-85 отмечается,
что защита трубопроводов от подземной коррозии независимо от коррозионной
активности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно:
защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).
Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризацией
трубопроводов. Если катодная поляризация производится с помощью внешнего
источника постоянного тока, то такая защита называется катодной, если же
поляризация осуществляется присоединением защищаемого трубопровода к
металлу, имеющему более отрицательный потенциал, то такая защита
называется протекторной.
Методы расчета элекрохимической защиты трубопроводов от коррозии
изложены в [19 ].
Катодная защита
Принципиальная схема катодной защиты показана на рис. 4.5.
Источником постоянного тока является станция катодной защиты 3, где с
помощью выпрямителей переменный ток от вдольтрассовой ЛЭП 1,
поступающий через трансформаторный пункт 2, преобразуется в постоянный.
Отрицательным полюсом источник с помощью кабеля 6 подключен к
защищаемому трубопроводу 4, а положительным - к анодному заземлению 5.
При включении источника тока электрическая цепь замыкается через
почвенный электролит.
Принцип действия катодной защиты (рис. 4.6) аналогичен процессу
электролиза. Под воздействием приложенного электрического поля источника
начинается движение полусвободных валентных электронов в направлении
"анодное заземление - источник тока - защищаемое сооружение". Теряя
электроны, атомы металла анодного заземления переходят в виде ион-атомов в
раствор электролита, т. е. анодное заземление разрушается. Ион-атомы
подвергаются гидратации и отводятся вглубь раствора. У защищаемого же
сооружения вследствие работы источника постоянного тока наблюдается
избыток свободных электронов, т. е. создаются условия для протекания
реакций кислородной и водородной деполяризации, характерных для катода.
117
Рис. 4.5. Принципиальная схема катодной защиты
~О2 + Н2О + 2е -» 2ОН~
2 
Анодное заземление.
Рис. 4.6. Механизм действия катодной защиты
Исследованиями установлено, что минимальный защитный потенциал
стальных сооружений уложенных в песчаных и глинистых грунтах, изменяется
от - 0,72 до - 1,1 В по медносульфатному электроду сравнения (МСЭ). Однако
стальные подземные сооружения становятся защищенными на 80 - 90 % уже в
том случае, когда их потенциал равен - 0,85 В. Эта величина принята в
качестве минимального защитного потенциала, который необходимо
поддерживать на защищаемом сооружении.
Минимальный защитный потенциал должен поддерживаться на границе
зоны действия станции катодной защиты (СКЗ). Так как величина защитного
потенциала убывает с удалением от точки подключения СКЗ (точка дренажа),
то максимальный защитный потенциал имеет место в точке дренажа. С тем,
чтобы предотвратить разрушение и отслаивание изоляционного покрытия
вследствие выделения газообразного водорода максимальная величина
защитного потенциала ограничена: для стального сооружения с битумной
изоляцией она составляет, например, - 1,1 В по МСЭ. В случае, когда
сооружение не имеет защитного покрытия, максимальная величина защитного
потенциала не регламентируется.
Протекторная защита
Принцип действия протекторной защиты аналогичен работе
гальванического элемента (рис. 4.7).
Два электрода: трубопровод 1 и протектор 2, изготовленный из более
электроотрицательного металла, чем сталь, опущены в почвенный электролит и
соединены проводником 3. Так как материал протектора является более
электроотрицательным, то под действием разности потенциалов происходит
направленное движение электронов от протектора к трубопроводу по
проводнику 3. Одновременно ион-атомы материала протектора переходят в
раствор, что приводит к его разрушению. Сила тока при этом контролируется с
помощью контрольно-измерительной колонки 4.
Таким образом, разрушение металла все равно имеет место. Но не
трубопровода, а протектора.
Теоретически для защиты стальных сооружений от коррозии могут быть
использованы все металлы, расположенные в электрохимическом ряду
напряжений левее железа, т.к. они более электроотрицательны. Практически же
протекторы изготавливаются только из материалов, удовлетворяющих
следующим требованиям:
-	разность потенциалов материала протектора и железа (стали) должна
быть как можно больше;
119
Рис. 4.7. Принципиальная схема протекторной защиты
а R
К скгивльн.
устройству
11
| ।
Сооружение Рельс Сооружение Рельс
в
- 127/220 В
Сооружение Рельс
Рис. 4.8. Принципиальные схемы электрических дренажей:
а - прямой; б - поляризованный; в - усиленный
-	ток, получаемый при электрохимическом растворении единицы массы
протектора (токоотдача), должен быть максимальным;
-	отношение массы протектора, израсходованной на создание защитного
тока, к общей потере массы протектора (коэффициент использования) должно
быть наибольшим.
120
Данным требованиям в наибольшей степени удовлетворяют магний, цинк
и алюминий, физико-химические характеристики которых приведены в табл.
4.3.
Из табл. 4.3. видно, что отдать предпочтение какому-либо одному
металлу трудно. Поэтому протекторы изготавливают из сплавов этих металлов
с добавками, улучшающими работу протекторной защиты.
В зависимости от преобладающего компонента сплавы бывают
магниевые, алюминиевые, цинковые. В качестве добавок используют марганец
(способствует повышению токоотдачи), индий (препятствует образованию
плотной окисной пленки на поверхности сплава, а значит, его пассивации) и
другие металлы.
Таблица 4.3
Физико-химические характеристики материалов для изготовления
протекторов
Показатели	Металл		
	Mg	Zn	Al
Равновесный электродный по- тенциал по нормальному водо- родному электроду сравнения, В	-2,34	-0,76	- 1,67
Токоотдача, А ч/кг	2200	820	2980
Коэффициент использования, %	50	90	85
Протекторную защиту рекомендуется использовать в грунтах с удельным
сопротивлением не более 50 Ом м.
Применяют защиту протекторами, расположенными как поодиночке, так
и группами. Кроме того, защита от коррозии трубопроводов может быть
выполнена ленточными протекторами.
Защита от блуждающих токов
Механизм наведения блуждающих токов на подземные
металлические сооружения и их разрушения
Появление блуждающих токов в подземных металлических сооружениях
связано с работой электрифицированного транспорта и электрических
устройств, использующих землю в качестве токопровода. Источниками
блуждающих токов являются линии электрифицированных железных дорог,
трамваев, линии электропередачи, установки катодной защиты и др.
121
При работе электрифицированного транспорта ток совершает движение
от положительной шины тяговой подстанции по контактному проводу к
двигателю транспортного средства, а затем через колеса попадает на рельсы, по
которым возвращается к отрицательной шине тяговой подстанции. Однако из-
за нарушения перемычек между рельсами (увеличение сопротивления цепи), а
также низкого переходного сопротивления "рельсы - грунт" часть тока стекает
в землю. Здесь она натекает на подземные металлические сооружения,
имеющие низкое продольное сопротивление, и распространяется до места с
нарушенной изоляцией, расположенного недалеко от сооружения с еще
меньшим продольным сопротивлением. В месте стекания блуждающих токов
металл сооружения теряет свои ион - атомы, т. е. разрушается.
Блуждающие токи опасны тем, что они стекают, как правило, с
небольшой площади поверхности, что приводит к образованию глубоких язв в
металле в течение короткого времени.
Электродренажная защита трубопроводов
Метод защиты трубопроводов от разрушения блуждающими токами,
предусматривающий их отвод (дренаж) с защищаемого сооружения на
сооружение - источник блуждающих токов, либо специальное заземление -
называется электродренажной защитой.
Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи. Прямой
электрический дренаж - это дренажное устройство двусторонней
проводимости. Схема прямого электрического дренажа (рис. 4.8 а) включает:
реостат К, рубильник К, плавкий предохранитель Пр и сигнальное реле С .
Сила тока в цепи "трубопровод-рельс" регулируется реостатом. Если величина
тока превысит допустимую величину, то плавкий предохранитель сгорит, ток
потечет по обмотке реле, при включении которого включается звуковой или
световой сигнал.
Прямой электрический дренаж применяется в тех случаях, когда
потенциал трубопровода постоянно выше потенциала рельсовой сети, куда
отводятся блуждающие токи. В противном случае дренаж превратится в канал
для натекания блуждающих токов на трубопровод.
Поляризованный электрический дренаж (рис. 4.8 б) - это дренажное
устройство, обладающее односторонней проводимостью. От прямого дренажа
поляризованный отличается наличием элемента односторонней проводимости
(вентильный элемент) ВЭ. При поляризованном дренаже ток протекает только
от трубопровода к рельсу, что исключает натекание блуждающих токов на
трубопровод по дренажному проводу.
Усиленный дренаж (рис. 4.8 в) применяется в тех случаях, когда нужно
не только отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспечить на нем
необходимую величину защитного потенциала. Усиленный дренаж
представляет собой обычную катодную станцию, подключенную
122
отрицательным полюсом к защищаемому сооружению, а положительным - не к
анодному заземлению, а к рельсам электрифицированного транспорта.
За счет такой схемы подключения обеспечивается: во-первых,
поляризованный дренаж (за счет работы вентильных элементов в схеме СКЗ), а
во-вторых, катодная станция удерживает необходимый защитный потенциал
трубопровода.
После ввода трубопровода в эксплуатацию производится регулировка
параметров работы системы их защиты от коррозии. При необходимости с
учетом фактического положения дел могут вводиться в эксплуатацию
дополнительные станции катодной и дренажной защиты, а также протекторные
установки.
123
ГЛАВА 5
ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ ВЫСОКОВЯЗКИХ
И ВЫСОКОЗАСТЫВАЮЩИЙ НЕФТЕЙ
Наряду с маловязкими нефтями в нашей стране и за рубежом
добывается значительное количество высоковязких и высокозастывающих
нефтей. Повышенная • вязкость высоковязких нефтей объясняется более
высоким содержанием в них смол и асфальтенов. Высокозастывающие
нефти отличаются высоким содержанием парафинов, в результате чего
они застывают при температурах 20 - 25 °C. Осуществление перекачки
высоковязких нефтей по обычной технологии требует очень частой
расстановки насосных станций по трассе, а следовательно, значительных
капиталовложений. Поэтому для перекачки таких нефтей применяются
специальные технологии.
5Л. Перекачка высоковязких и высокозастывающих
нефтей с разбавителями
Одним из эффективных и доступных способов улучшения
реологических свойств высоковязких и высокозастывающих нефтей
является применение углеводородных разбавителей - газового конденсата и
маловязких нефтей.
Использование разбавителей позволяет довольно существенно снизить
вязкость и температуру застывания нефти. Эго связано с тем, что, во-первых,
понижается концентрация парафина в смеси, т. к. часть его растворяется
легкими фракциями разбавителя. Во-вторых, при наличии в разбавителе
асфальдо - смолистых веществ последние, адсорбируясь на поверхности
кристаллов парафина, препятствуют образованию прочной структурной
решетки.
Первые в нашей стране опыты по перекачке нефтей с разбавителем
(керосиновый дистиллят) были проведены инженерами А. Н. Сахановым и А.
А. Кащеевым в 1926 г. Полученные результаты были настолько
впечатляющими, что были использованы при проектировании
нефтепровода "Грозный - Черное море". В настоящее время перекачка
высоковязких и высокозастывающих нефтей с разбавителями широко
применяется в нашей стране и за рубежом, Например, высокопарафинистая
мангышлакская нефть перекачивается в район г. Самары в подогретом
состоянии, а потом смешивается с маловязкими нефтями Поволжья и
закачивается в нефтепровод "Дружба".
В общем случае выбор типа разбавителя производится с учетом
эффективности его воздействия на свойства высоковязкой и
высокозастывающей нефти, затрат на получение разбавителя, его доставку на
головные сооружения нефтепровода и на смешение.
124
Любопытно, что на реологические свойства нефтяной смеси
оказывает влияние температура смешиваемых компонентов. Однородная
смесь получается, если смешение производится при температуре на 3 - 5
градусов выше температуры застывания вязкого компонента. При
неблагоприятных условиях смешения эффективность разбавителя в
значительной степени уменьшается и может произойти даже расслоение
смеси.
Вопросы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей с
разбавителями подробно рассмотрены в [5, 26].
5.2.	Гидротранспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей
Гидротранспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей может
осуществляться несколькими способами:
-	перекачка нефти внутри водяного кольца;
-	перекачка водонефтяной смеси в виде эмульсии типа "нефть в
воде";
-	послойная перекачка нефти и воды.
Еще в 1906 г И. Д. Исаакс осуществил в США перекачку
высоковязкой (v = 25-10	м2/с) калифорнийской нефти с водой по
трубопроводу диаметром 76 мм на расстояние 800 м. К внутренней стенке
трубы была приварена спирально свернутая проволока, обеспечивающая
закрутку потока. В результате более тяжелая вода отбрасывалась
непосредственно к стенке, а поток нефти двигался внутри водяного кольца,
испытывая минимальное трение. Было установлено, что максимальная
производительность трубопровода при постоянном перепаде давления
достигалась при соотношении расходов нефти и воды, равном 9: 1.
Результаты эксперимента были использованы при строительстве
промышленного нефтепровода диаметром 203 мм и протяженностью 50 км.
Винтовая дорожка в нем имела высоту 24 мм и шаг 3,05 м.
Однако широкого распространения данный способ транспорта не
получил из-за сложности изготовления винтовых нарезок на внутренней
поверхности труб. Кроме того, в результате отложения парафина нарезка
засоряется и водяное кольцо у стенки не формируется, что резко ухудшает
параметры перекачки.
Сущность другого способа гидротранспорта состоит в том, что
высоковязкая нефть и вода смешиваются перед перекачкой в такой пропорции,
чтобы образовалась эмульсия типа "нефть в воде". В этом случае капли
нефти окружены водяной пленкой и поэтому контакта нефти со стенкой
трубы не происходит.
Для стабилизации эмульсий и придания стенкам трубопровода
гидрофильных свойств, т. е. способности удерживать на своей поверхности
воду, в них добавляют поверхностно - активные вещества (ПАВ).
Устойчивость эмульсии типа "нефть в воде" зависит от типа и концентрации
125
ПАВ, температуры, режима течения потока, соотношения воды и нефти в
смеси.
Уменьшение объема воды в смеси ухудшает устойчивость эмульсии. В
результате экспериментов установлено, что минимально допустимое
содержание воды равно 30%.
Недостатком данного способа гидротранспорта является опасность
инверсии фаз, т. е. превращения эмульсии "нефть в воде" в эмульсию "вода в
нефти" при изменении скорости или температуры перекачки. Такая эмульсия
имеет вязкость даже большую, чем вязкость исходной нефти. Кроме того,
при прохождении эмульсии через насосы она очень интенсивно
перемешивается и впоследствии ее сложно разделить на нефть и воду.
Наконец, третий способ гидротранспорта - это послойная перекачка
нефти и воды. В жом случае вода, как более тяжелая жидкость, занимает
положение у нижней образующей трубы, а нефть - у верхней. Поверхность
раздела фаз в зависимости от скорости перекачки может быть как плоской,
так и криволинейной. Уменьшение гидравлического сопротивления
трубопровода в этом случае происходит в связи с тем, что часть нефти
контактирует не с неподвижной стенкой, а с движущейся водой. Данный
способ перекачки также не может быть применен на трубопроводах с
промежуточными насосными станциями, т.к. это привело бы к образованию
стойких водонефтяных эмульсий.
Гидротранспорту высоковязких и высокозастывающих нефтей
посвящены работы [5, 26].
5.3.	Перекачка термообработанных нефтей
Термообработкой называется тепловая обработка
высокопарафинистой нефти, предусматривающая ее нагрев до температуры,
превышающей температуру плавления парафинов, и последующее
охлаждение с заданной скоростью, для улучшения реологических
параметров.
Первые в нашей стране опыты по термообработке нефтей были
выполнены в 30-х годах. Так, термическая обработка нефти
Ромашкинского месторождения позволила снизить ее вязкость более чем в
2 раза и уменьшить температуру застывания на 20 градусов.
Установлено, что улучшение реологических свойств нефтей
связано с внутренними изменениями в них, происходящими в результате
термообработки. В обычных условиях лри естественном охлаждении
парафинистых нефтей образуется кристаллическая парафиновая
структура, придающая нефти свойства твердого тела. Прочность
структуры оказывается тем больше, чем выше концентрация парафина в
нефти и чем меньше размеры образующихся кристаллов Осуществляя
нагрев нефти до температуры, превышающей температуру плавления
парафинов, мы добиваемся их полного растворения. При последующем
126
г
охлаждении нефти происходит кристаллизация парафинов. На величину,
число и форму кристаллов парафина в нефти оказывает влияние
соотношение скорости возникновения центров кристаллизации парафина и
скорости роста уже выделившихся кристаллов. Асфальто - смолистые
вещества, адсорбируясь на кристаллах парафина стирают его поверхностное
натяжение. В результате процесс выделения парафина на поверхности
уже существующих кристаллов становится энергетически более выгодным,
чем образование новых центров кристаллизации. Это приводит к тому, что
в термообработанной нефти образуются достаточно крупные кристаллы
парафина. Одновременно из-за наличия на поверхности этих кристаллов
адсорбированных асфальтенов и смол силы коагуляционного сцепления
между ними значительно ослабляются, что препятствует образованию
прочной парафиновой структуры.
Эффективность термообработки зависит от температуры подогрева,
скорости охлаждения и состояния нефти (статика или динамика) в процессе
охлаждения. Оптимальная температура подогрева при термообработке
составляет около 90 °C, наилучшие условия охлаждения - в статике.
Следует иметь в виду, что реологические параметры термообработанной
нефти с течением времени ухудшаются и в конце концов достигают
значений, которые нефть имела до термообработки. Для озексуатской нефти
мо время составляет 3 суток, а для мангышлакской -. 45. Так что не всегда
достаточно термически обработать нефть один раз для решения проблемы ее
трубопроводного транспорта. Кроме того, капитальные вложения в пункт
термообработки довольно высоки.
Вопросы трубопроводного транспорта термообработанных нефтей
более подробно рассмотрены в [5, 23, 26, 27].
5.4.	Перекачка нефтей с присадками
Депрессорные присадки уже давно применяются для снижения
температуры застывания масел. Однако для нефтей такие присадки оказались
малоэффективны.
Значительно больший эффект улучшения реологических свойств
достигается при применении специально полученных присадок. Для
высокопарафинистых нефтей эффективным депрессатором является
отечественная присадка ДН-1, являющаяся полимерным поверхностно-
активным веществом. За рубежом получили распространение присадки
типа "Paramins", разработанные фирмой "ЭССО Кемикл". Их
добавляют к нефтям в количестве 0,02 - 0,15% мае. По внешнему виду они
представляют собой парафинообразную массу, приобретающую
подвижность лишь при 50-60 °C.
Присадки вводятся в нефть при температуре 60-70 °C, когда
основная масса парафинов находится в растворенном состоянии. При
127
последующем охлаждении молекулы присадок адсорбируются на
поверхности выпадающих из нефти кристаллов парафина, мешая их росту.
В результате образуется текучая суспензия кристаллов парафина в нефти.
Нефти, обработанные присадками, перекачиваются по ряду
западноевропейских трубопроводов.
Применению депрессорных присадок посвящены работы [5, 23, 25-
28].
5.5.	Перекачка предварительно подогретых нефтей
Наиболее распространенным способом трубопроводного транспорта
высоковязких и высокозастывающих нефтей в настоящее время является
их перекачка с подогревом ("горячая перекачка").
В этом случае резервуары оборудованы системой подогрева нефти
до температуры, при которой возможна ее откачка подпорными насосами.
Они прокачивают нефть через дополнительные подогреватели и подают
на прием основных насосов. Ими нефть закачивается в магистральный
трубопровод.
По мере движения в магистральном трубопроводе нефть за счет
теплообмена с окружающей средой остывает. Поэтому по трассе
трубопровода через каждые 25 - 100 км устанавливают пункты подогрева.
Промежуточные насосные станции размещают в соответствии с
гидравлическим расчетом, но обязательно совмещают с пунктами подогрева,
чтобы облегчить их эксплуатацию. В конце концов нефть закачивается в
резервуары конечного пункта, также оборудованные системой подогрева.
Перекачка нефти по "горячим" трубопроводам ведется с помощью
обычных центробежных насосов. Это связано с тем, что температура
перекачиваемой нефти достаточно высока, и поэтому ее вязкость невелика.
При выталкивании остывшей нефти из трубопроводов используются
поршневые насосы, например марки НТ-45. Для подогрева нефти используют
радиантно - конвекционные печи, КПД которых достигает 77 %.
В настоящее время в мире эксплуатируются более 50 "горячих"
магистральных трубопроводов. Крупнейшим из них является нефтепровод
"Узень - Гурьев - Куйбышев".
Перекачке предварительно подогретых нефтей посвящено очень много
работ. Наиболее фундаментальными из них являются [5, 18, 23, 25-28, 32].
128
ГЛАВА 6
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНАЯ ПЕРЕКАЧКА
НЕФТЕПРОДУКТОВ
6.1.	Особенности технологии последовательной перекачки
Метод последовательной перекачки нефтепродуктов заключается в том,
что различные по свойствам нефтепродукты отдельными партиями
определенных объемов одна за другой перекачиваются по одному
трубопроводу. Тем самым достигается максимально возможное использование
его пропускной способности, уменьшение металлозатрат.
Последовательная перекачка осуществляется, как правило. Прямым
контактированием, т. е. по окончании закачки в трубопровод одного
нефтепродукта сразу начинается закачка другого. При этом в зоне контакта
образуется некоторое количество смеси, которую впоследствии необходимо
каким-то образом реализовать. Задача реализации смеси облегчается, если
нефтепродукты закачивать в трубопровод в определенном порядке. "Нормами
проектирования" рекомендуется следующая последовательность перекачки
нефтепродуктов:
-	дизельное топливо летнее с температурой вспышки 40 °C;
-	дизельное топливо летнее с температурой вспышки 61 °C;
-	дизельное топливо экспортное;
-	дизельное топливо летнее с температурой вспышки 61 °C;
-	дизельное топливо летнее с температурой вспышки 40 °C;
-	дизельное топливо зимнее;
-	топливо для реактивных двигателей;
-	дизельное топливо зимнее;
-	дизельное топливо летнее с температурой вспышки 40 °C;
-	керосин или топливо печное бытовое;
-	дизельное топливо летнее с температурой вспышки 40 °C;
-	автомобильный бензин А-72 неэтилированный;
-	автомобильный бензин А-72 этилированный;
-	автомобильный бензин А-76 этилированный;
-	автомобильный бензин АИ-93 этилированный;
-	автомобильный бензин А-76 этилированный;
-	автомобильный бензин А-72 этилированный;
-	автомобильный бензин А-72 неэтилированный.
Далее цикл повторяется. При меньшей номенклатуре нефтепродуктов в
цикле следует придерживаться рекомендуемых пар контактируемых
жидкостей.
Обязательным условием ведения последовательной перекачки является
сохранение качества контактирующих нефтепродуктов. Поэтому, например, в
зоне контакта бензин - дизельное топливо нефтепродукты должны иметь запас
показателя качества:
5—А739
129
-	по температуре конца кипения бензина не менее 5 °C;
-	по температуре вспышки дизтоплива не менее 5 °C.
Чтобы уменьшить объем образующейся смеси, в отдельных случаях в
зону контакта нефтепродуктов вводят специальные устройства - разделители
различной конструкции. Для пуска и приема разделителей
нефтепродуктопроводы оборудуются соответствующими камерами.
В период закачки в нефтепродуктопровод очередной партии какого-либо
продукта другие нефтепродукты, поступающие с НПЗ, принимаются в
резервуары головной перекачивающей станции.
6.2.	Механизм смесеобразования
В зависимости от режима перекачки смесеобразование в трубопроводе
протекает по-разному.
При ламинарном (струйном) течении наблюдается следующий механизм
смесеобразования. В начальный момент времени (т = 0) граница раздела
нефтепродуктов плоская, смеси нет. После начала последовательной перекачки
позади идущий нефтепродукт Б вклинивается во впереди идущий нефтепродукт
а в соответствии с параболическим профилем распределения скоростей. Так как
в этом случае скорость струек на оси трубы в два раза выше средней скорости
потока, а на стенке скорость жидкости (по условию "прилипания") равна нулю,
то с течением времени вытесняющая жидкость будет все больше вклиниваться
в вытесняемую, а на стенке перемещения не будет. В момент, когда "голова"
клина достигает конечного сечения трубопровода, заканчивается фаза
вытеснения и весь трубопровод заполняется смесью нефтепродуктов. Далее
начинается фаза вымывания. Заключается она в том, что постепенно до
конечного сечения трубопровода достигают струйки жидкости, все более
удаленные от оси трубы. Этот процесс протекает крайне медленно.
Экспериментально установлено, что для полного вымывания смеси из
трубопровода необходимо прокачать вытесняющую жидкость в количестве 4-5
его объемов.
При турбулентном режиме перекачки механизм смесеобразования иной.
После начала последовательной перекачки позади идущий нефтепродукт Б
вклинивается во впереди идущий нефтепродукт А в соответствии с
логарифмическим профилем распределения скоростей. Однако уже в
следующий момент времени за счет поперечных пульсаций скорости,
характерных для турбулентного режима, вклинивающаяся жидкость полностью
перемешивается с впереди идущей, находящейся у стенок. Далее во впереди
идущую жидкость А вклинивается образовавшаяся смесь, а в смесь
вклинивается позади идущая жидкость Б. И в обоих случаях за счет
поперечных пульсаций в зоне обоих контактов происходит полное
перемешивание жидкостей. Этот процесс протекает и в дальнейшем. В
результате длина образовавшейся смеси постепенно увеличивается в обоих
направлениях, причем на границе нефтепродукта А и "головы" смеси
130
концентрация нефтепродукта Б равна нулю, в середине смеси - 50 %, а на
границе нефтепродукта Б и "хвоста" смеси - 100 %. Экспериментально
доказано, что объем смеси, образующейся при турбулентном режиме перекачки
прямым контактированием, составляет менее 1 % от пройденного объема
нефтепродуктопровода.
6.3.	Влияние различных факторов на смесеобразование.
Пути уменьшения объема смеси
На объем образующейся смеси оказывают влияние режим перекачки,
остановки перекачки, конструктивные особенности обвязки насосных станций
и резервуаров, объем партий.
Влияние режима перекачки
При скоростях перекачки менее 0,6-0,7 м/с происходит расслоение потока
и объем смеси резко возрастает. Поэтому в соответствии с "Нормами
технического проектирования" последовательную перекачку осуществляют при
скорости потока не менее 0,7 м/с, а при наличии топлива для реактивных
двигателей - со скоростью не менее 1 м/с.
Увеличение средней скорости перекачки приводит к уменьшению объема
смеси. Однако поддержание скоростей более 2 м/с приводит к повышенным
энергозатратам на перекачку. Поэтому рекомендуемый диапазон скоростей при
последовательной перекачке составляет 0,7-2 м/с.
Влияние остановок перекачки
Последовательно перекачиваемые нефтепродукты. Как правило. Имеют
различную плотность. Если при остановке перекачки на пересеченном профиле
более тяжелый нефтепродукт окажется сверху, то возникнут перетоки под
действием силы тяжести и произойдет дополнительное смесеобразование.
Поэтому при аварийных остановках различные сорта нефтепродуктов следует
немедленно отсекать задвижками как можно ближе к границе их
контактирования. При плановых остановках нефтепродуктопровода при его
неполной загрузке, а также при остановках на капитальный или
профилактический ремонт необходимо заранее наметить точки профиля трассы
так, чтобы более легкий нефтепродукт располагался над тяжелым.
Влияние конструктивных особенностей обвязки
насосных станций и резервуаров
Переключение работающих насосов с одного нефтепродукта на другой
производится без остановки перекачки. Эта процедура занимает определенный
промежуток времени, в течение которого осуществляется переключение
131
задвижек. В этот период обе задвижки (например, на резервуарах с бензином и
дизтопливом) открыты, и в насос одновременно поступают два разных
нефтепродукта, что приводит к их смешению еще до закачки в
нефтепродуктопровод. Данная смесь оказывается первичной технологической
смесью.
Большое влияние на ее объем оказывают так называемые "мертвые
зоны": отводы, тупиковые ответвления, обводные линии, лупинги, задвижки,
счетчики, фильтры и т.п. При смене одного нефтепродукта другим часть
впереди идущего нефтепродукта постепенно вымываются позади идущим, что
приводит к дополнительному смесеобразованию.
Первичная технологическая смесь может образовываться и при хранении
нефтепродуктов в резервуарном парке. Если задвижки, отключающие
резервуары, негерметичны, то вследствие различия плотностей и взливов под
действием перепада гидростатических давлений один нефтепродукт будет
перетекать в резервуар с другим. При малой производительности откачки такой
переток жидкостей может наблюдаться в период переключения резервуаров.
Уменьшению объема первичной технологической смеси способствует
упрощение технологической обвязки насосных станций и резервуарных парков
с применением быстродействующей герметичной запорной арматуры.
Влияние объема партий перекачиваемых нефтепродуктов
Чем меньше объемы партий, тем больше число контактов
перекачиваемых нефтепродуктов и, следовательно, тем больше общий объем
смеси.
Минимальный объем партий определяется из условия, что вся
образующаяся в контактах смесь реализуется с использованием запаса качества
перекачиваемых нефтепродуктов.
Препятствием для накопления соответствующих запасов нефтепродуктов,
а также соблюдения графика их поставки потребителям.
Применение разделителей
Если в зону контакта различных нефтепродуктов поместить разделители,
то объем образующейся смеси можно уменьшить до величины не более 0,1 %
от объема трубопровода.
Применяют разделители двух основных типов - жидкие и твердые. В
качестве жидких разделителей применяют жидкости, которые не
смешиваются с нефтепродуктами и не образуют с ними эмульсий, легко
перекачиваются насосами промежуточных насосных станций, не расслаиваются
при движении по трубопроводам.
Наиболее распространенный способ разделения последовательно
перекачиваемых нефтепродуктов - применение механических разделителей
(дисковые, шаровые, манжетные, комбинированные и др.).
132
6.4.	Прием и реализация смеси
Даже при соблюдении технологии последовательной перекачки объем
образующейся смеси достаточно велик. Так, при перекачке прямым
контактированием бензина и дизтоплива со скоростью 1,2 м/с по трубопроводу
диаметром 365 мм и длиной 250 км на конечном пункте протяженность зоны
смеси составляет 2122 м, а ее объем - 222 mj.
Образующаяся смесь является некондиционным нефтепродуктом и
подлежит исправлению.
На пунктах приема смеси должны предусматриваться отдельные
резервуары общей вместимостью не менее 1 объема смеси, принимаемого за
цикл последовательной перекачки в контакте разных групп нефтепродуктов.
Количество таких резервуаров должно быть не менее 3-х, поскольку весь объем
смеси делится на три части:
-	"легкое дизтопливо" - смесь, где концентрация бензина не превышает
35 %;
-	"тяжелый бензин" - смесь, где концентрация дизтоплива не превышает
35 %;
-	"ядро смеси" - смесь, где концентрация разных групп нефтепродуктов
находится в пределах от 35 до 50 %.
Принятая таким образом смесь затем подкачивается в резервуары с
товарными нефтепродуктами, имеющими запас показателя качества.
Смеси нефтепродуктов "бензин-бензин" /'дизтопливо-дизтопливо" и др.
Во время приема должны поступать в резервуары, содержащие товарные
нефтепродукты, в объеме, достаточном для исправления смеси. При этом с
целью предотвращения "пересортицы" деление смеси производят по сечению
равных концентраций исходных нефтепродуктов, т.е. пополам.
Смеси этилированного и неэтилированого бензинов принимают
полностью в этилированный бензин при условии сохранения качества
последнего.
6.5.	Контроль последовательной перекачки
Успешное осуществление технологии последовательной перекачки
невозможно без четкого контроля за продвижением смеси в зоне контакта
нефтепродуктов. Методы и приборы контроля последовательной перекачки
основаны на различии свойств перекачиваемых жидкостей (плотность,
вязкость, диэлектрическая постоянная, скорость распространения
ультразвуковых колебаний и др.).
Контроль за прохождением смеси по изменению плотности
осуществляется с использованием поплавковых или радиоактивных
плотномеров. В первом случае перемещение поплавка плотномера с помощью
катушки индуктивности преобразуется в электрический сигнал. Поступающий
на показывающий прибор. Во втором - в основу измерения плотности положено
133
свойство поглощения перекачиваемой жидкостью гамма-квантов; это
поглощение пропорционально ее плотности.
Данный метод контроля за прохождением смеси неприемлем, когда
последовательно перекачиваются нефтепродукты очень близки по плотности.
Контроль за прохождением смеси по изменению вязкости основан на
непрерывном отборе из трубопровода пробы перекачиваемого нефтепродукта и
ее прокачке специальным насосом через калиброванные трубки с измерением
возникающих перепадов давления.
Контроль за прохождением смеси по изменению диэлектрической
постоянной осуществляется с помощью двух пар датчиков, установленных в
трубопроводе и удаленных друг от друга на расстояние около 5 км (длина зоны
смеси всегда меньше). В каждой паре один датчик является проточным; он
служит для измерения диэлектрической постоянной нефтепродукта,
протекающего через данное сечение. Второй датчик - непроточный; он
заполнен жидкостью с известной диэлектрической постоянной и предназначен
для компенсации температурной погрешности измерения.
Установку нулевой и 100 %-ной концентрации одного из нефтепродуктов
оператор производит в тот момент, когда каждая пара датчиков работает на
индивидуальной жидкости (смесь находится между ними). При последующем
прохождении смеси через вторую пару датчиков вторичный прибор будет
показывать или записывать концентрацию в смеси одной из чистых жидкостей.
Контроль за прохождением смеси по изменению скорости
распространения ультразвуковых колебаний основан на том, что в разных
нефтепродуктах эта скорость различна. Схема организации контроля
аналогична предыдущей, но вместо емкостных датчиков в каждом сечении
используются акустический излучатель и приемник ультразвуковых колебаний.
Контроль за прохождением смеси с помощью индикаторов заключается
в том, что в зону контакта двух последовательно перекачиваемых
нефтепродуктов помещается вещество-индикатор, которое распределяется по
длине зоны смеси в соответствии с изменением концентрации. В качестве таких
индикаторов могут применяться радиоактивные изотопы (кобальт-60, сурьма-
124, иод-126, барий-140), флуоресцентные красители, галоидированные
углеводороды и др.
К индикаторам предъявляется ряд общих требований. Они не должны
вступать в химическую реакцию с нефтепродуктами, выпадать в осадок,
оказывать вредное воздействие на обслуживающий персонал.
6.6.	Изменение напора и расхода в период смены
нефтепродуктов в трубопроводе
Одной из особенностей последовательной перекачки является
непрерывное изменение давления, развиваемого насосными станциями, и
объемного расхода в трубопроводе. Причина этого заключается в следующем.
134
Вязкость последовательно перекачиваемых нефтепродуктов иногда
различается в несколько раз, а разность плотностей достигает 100 кг/м3. В
результате напор, необходимый для ведения перекачки, например одного
бензина, существенно ниже, чем для одного дизтоплива. В период смены
нефтепродуктов в трубопроводе напор, развиваемый насосными станциями,
принимает промежуточные значения, плавно меняясь в соответствии с
перемещением границы раздела нефтепродуктов.
Соответственно изменению напора станций изменяется напор по длине
трубопровода и расход перекачиваемых жидкостей.
6.7.	Особенности эксплуатации разветвленных
нефтепродуктопроводов
Современные нефтепродуктопроводы, как правило, имеют
разветвленную структуру: они могут иметь сразу несколько конечных пунктов
(один - у основной магистрали, остальные - в конце распределительных
трубопроводов), а также могут быть снабжены многочисленными отводами для
сброса нефтепродуктов на попутные нефтебазы и пункты налива.
Особенностями разветвленных	нефтепродуктопроводов	(РНПП)
являются:
последовательная перекачка широкого ассортимента светлых
нефтепродуктов сопровождается образованием большого количества смеси и
частой сменой режима работы участков РНПП;
-	сложная структура РНПП, включающая различные участки (магистраль,
распределительный нефтепродуктопровод, простые и сложные отводы),
предполагает различный режим их работы, например нестабильность,
обусловленную частыми остановками перекачки по отводам;
-	неравномерность работы поставщиков и потребителей нефтепродуктов.
Своевременная поставка нефтепродуктов потребителям в нужном
количестве и качестве стала еще более проблематичной, когда в дополнение к
одному владельцу нефтепродуктов (государству) появились многочисленные
юридические и физические лица.
Вследствие широкого ассортимента перекачиваемых нефтепродуктов,
ограниченности размера резервуарной емкости и ресурсов нефтепродуктов на
одном перегоне между перекачивающими станциями может находится две и
более границ раздела жидкостей. Число отводов на одном перегоне достигает
четырех и даже более.
Работа отводов характеризуется специфическими условиями:
длительными остановками, определенным порядком включений, различными
объемами и расходами сбросов, влиянием неравномерности потребления
нефтепродуктов на нефтебазе и др. Контроль за прохождением смеси и ее
распределением на попутной нефтебазе более сложен, чем на конечном пункте
РНПП, т.к. объем смеси и время ее прохождения, как правило, невелики, и при
недостаточном уровне автоматизации технологических процессов на нефтебазе
нельзя гарантировать требуемых условий раскладки смеси по товарным
нефтепродуктам. Следовательно. Для сохранения качественных показателей
135
нефтепродуктов приходится увеличивать объемы их одновременного сброса.
Необходимость остановок перекачки предопределяет объемы сбросов,
поскольку в целях уменьшения объема смеси отвод должен быть заполнен в
период остановки одним нефтепродуктом.
Наименее сложны в эксплуатации многотрубные простые отводы. В этом
случае по каждой нитке отвода перекачивается либо одна марка нефтепродукта,
либо только одна подгруппа нефтепродуктов. Поскольку многотрубные отводы
дорогостоящи, особенно при большой их протяженности, то часто сооружаются
однотрубные отводы. Тогда по одному трубопроводу сбрасываются попутным
потребителям последовательно разные марки автомобильных бензинов и
дизельных топлив. Сложный отвод подключает к нефтепродуктопроводу
несколько нефтебаз, находящихся в одном "кусте". В данном случае затраты по
сравнению с подключением каждой нефтебазы к нефтепродуктопроводу
снижаются, но усложняется эксплуатация отвода.
Потребители, подключенные к сложному однотрубному отводу, могут
снабжаться нефтепродуктами одновременно и поочередно. При одновременном
подключении потребителей усложняется контроль режимов, учет
нефтепродуктов, распределение смеси по разветвляющимся участкам, контроль
поступления смеси на нефтебазу и ее реализация. В связи с этим
одновременное подключение нефтебаз производится редко. В этом случае
отвод чаще всего бывает заполнен одним нефтепродуктом. Кроме того,
одновременное постоянное подключение всех нефтебаз на сложном отводе
становится невозможным из-за индивидуальной потребности нефтебаз в
нефтепродуктах и различиях в интенсивности их отвода.
При эксплуатации сложных однотрубных отводов в основном
используется система поочередного обеспечения нефтебаз нефтепродуктами.
Число подключений в год и время приема нефтепродуктов за одно
подключение для каждой нефтебазы на сложном отводе устанавливается
индивидуально. Это определяется объемом реализации, расходом сброса и
требуемым объемом единовременного сброса нефтепродукта на нефтебазу.
Объем единовременного сброса, кроме всего прочего, зависит от объема
принимаемой смеси, условий ее реализации и качественных показателей
поступающих нефтепродуктов. Поскольку отвод работает с
регламентированными установками, то необходимо заполнять его в этот период
каким-то одним нефтепродуктом.
Максимально возможное время сброса какого-либо нефтепродукта по
отводу может быть принято равным времени перекачки этого нефтепродукта по
РНПП. В связи с тем, что к РНПП обычно подключено несколько отводов, то
порядок и время их включения должны быть четко определены. Из
вышесказанного вытекает, что возможное время сброса данного нефтепродукта
по отводу будет меньше времени перекачки этого нефтепродукта по РНПП на
величину периода, в течение которого сброс по данному отводу невозможен из-
за технологических ограничений в системе РНПП.
136
ГЛАВА 7
ИСТОЧНИКИ ПОТЕРЬ И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ИХ СОКРАЩЕНИЮ
ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ПО
ТРУБОПРОВОДАМ
Потери нефти и нефтепродуктов имеют место на линейной части
магистральных трубопроводов, а также на площадках перекачивающих
станций.
7Л. Потери нефти и нефтепродуктов на линейной части
магистральных трубопроводов
Потери углеводородных жидкостей на линейной части магистральных
трубопроводов возникают вследствие испарения через неплотности
запорной арматуры, утечек через вантузы и сальниковые уплотнения
задвижек, истечения через свищи, разливы при авариях.
Основной причиной образования свищей является коррозия, методы
борьбы с которой рассмотрены выше. Значительная часть повреждений
обусловлена невыполнением при строительстве требований строительных
норм и правил, а также нарушением правил технической эксплуатации
магистральных трубопроводов. Их повреждения классифицируют по
следующим группам:
-	сквозные локальные повреждения на малой площади (свищи);
-	разрывы монтажных кольцевых стыков;
-	повреждение заводских сварных швов труб;
-	разрывы труб по основному металлу.
Причинами возникновения свищей является некачественное
нанесение или повреждение изоляционных покрытий, действие
блуждающих токов.
Остальные повреждения возникают вследствие применения
некачественных электродов, нарушения технологии сварки, изготовления
труб из металла с внутренними дефектами, старения металла труб.
Расчеты показывают, что через свищ площадью 1 мм2 из трубопровода
с внутренним давлением 3 МПа за 6,5 часов вытекает около 1 т нефти или
нефтепродукта. Учитывая, что свищи довольно трудно обнаружить, легко
прийти к выводу, что общие потери продукта через свищи могут быть весьма
значительны.
При разрывах труб расход вытекающей жидкости значительно выше,
чем через свищи. Известны случаи, когда при возникновении такого
повреждения давление на насосной станции падало практически до нуля, то
есть почти вся закачиваемая в трубопровод жидкость уходила через разрыв
трубы в окружающую среду.
О масштабах потерь нефти (нефтепродуктов) и количестве утечек по
разным причинам можно судить по данным табл. 7.1.
137
Сведения об утечках нефти на магистральных
трубопроводах Западной Европы
Таблица 7.1
Причины утечек	Объем разлитой нефти, м3 /число утечек по годам					
	1988	1989	1990	1991	1992	1988- 1992
Механические повреждения	10/1	184/4	-	552/7	241/2	987/14
Ошибки эксплуатации	-	-	357/2	-	275/1	632/3
Коррозия	166/3	665/3	325/1	215/4	213/2	1584/13
Природные опасности	305/1	-	-	-	-	305/1
Постороннее вмешательство	712/6	1335/6	225/1	579/3	75/2	2926/18
Всего	1193/11	2184/13	907/4	1346/14	804/7	6434/19
Собрано нефти	441	893	376	444	374	2528
Остались несобранными	752	1291	531	902	430	3906
Средние потери за одну утечку	68	99	133	64	61	80
За период 1988 - 1994 гт. на отечественных магистральных нефте-
проводах "Главтранснефти" (1988 - 1991 гг.) и АК "Транснефть" (с 1992 г.)
произошло 98 категорированных аварий. В течение 1994 г. на нефте-
проводах Российской Федерации в результате аварий потери нефти составили
около 718 т. На трубопроводах АК "Транснефтепродукт" в 1994 г., например,
произошло 13 аварий, при которых потери нефтепродуктов составили 300 т. Из
указанных 300 т большая часть (220 т) сгорела на 272 км НПП "Горький -
Казань" 12 октября 1994 г.
7.2.	Потери нефти и нефтепродуктов на площадках
перекачивающих станций
Источниками потерь нефти и нефтепродуктов на площадках
перекачивающих станций являются узлы пуска и приема скребка, камера
фильтров, технологическая обвязка, задвижки, уплотнения насосов, а также
резервуары.
Потери из узлов приема скребка, а также из камеры фильтров
возникают при их разгерметизации. В первом случае разгерметизация
выполняется с целью извлечения скребка, во втором - с целью очистки
138
фильтров. Ограничить потери при этом позволяет система дренирования
нефти (нефтепродуктов) в специальные емкости.
Потери из технологической обвязки и задвижек возникают вследствие
различного рода утечек.
Потери через уплотнения насосов связаны с тем, что для нормальной
работы уплотнений необходимы, во-первых, их смазка (это делается с
использованием перекачиваемой жидкости), а во-вторых, их разгрузка.
Ограничить данные виды потерь позволяет система сбора утечек, имеющаяся
в насосных.
При хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах потери
происходят в результате неплотности сварных швов, утечек через отметины
и свищи, уноса при дренировании подтоварной воды, а также в результате
испарения и последующего вытеснения паровоздушной смеси в атмосферу.
Рассмотрим последнюю составляющую потерь более подробно.
Процесс испарения в резервуарах происходит при любой температуре, так
как связан с тепловым движением молекул в поверхностном слое. В
герметичном резервуаре испарение происходит до тех пор, пока его газовое
пространство (ГП) не будет полностью насыщено углеводородами. Это не
значит, что в ГП резервуаров концентрация углеводородов может
достигать 100 %. Данная величина не может превышать концентрации
насыщенных паров, которая равна отношению давления насыщенных
паров нефти (нефтепродукта) к давлению в ГП. Так как давление
насыщенных паров летом больше, то и концентрация насыщенных паров
также выше. Поэтому в теплое время года из резервуаров в атмосферу
вытесняется более насыщенная углеводородами паровоздушная смесь.
Фактически многие резервуары в той или иной степени
негерметичны. Это связано с негерметичностью дыхательной арматуры, а
также с наличием коррозионных повреждений в кровле и стенке. И
результате часть паровоздушной смеси постоянно вытесняется в атмосферу.
Потери от испарения неизбежны и из герметичных резервуаров. В
зависимости от механизма попадания паровоздушной смеси из резервуаров
в атмосферу различают потери от "больших дыханий", потери от "малых
дыханий", потери от "обратного выдоха" и потери от вентиляции ГП.
Потери от "больших дыханий" имеют место при операциях
заполнения - опорожнения. При выкачке нефти (нефтепродукта) из
резервуара объем ГП увеличивается, давление в нем падает, и через
дыхательный клапан в резервуар подсасывается атмосферный воздух. Это
приводит к снижению концентрации углеводородов в ГП и
интенсификации процесса испарения. При последующем заполнении
резервуара насыщенная углеводородами паровоздушная смесь вытесняется в
атмосферу.
Сделаем оценку потерь нефти за одно "большое дыхание". Очевидно,
что искомая величина может быть найдена по формуле
139
my = pyCyVIIHC ,
где py - плотность паров нефти, ру s 2 кг/м3;
Су - объемная концентрация углеводородов в паровоздушной смеси;
VnBC - объем паровоздушной смеси, вытекающей в атмосферу.
В летнее время при температуре 30 °C концентрация насыщенных
паров нефти составляет около 35 %. Полагая, что ГП недонасыщено
углеводородами (Су = 30 %), а объем смеси, вытесняемой в атмосферу, равен
V„BC = 4500 м3, находим
ту = 2 • 0,3  4500 = 2700 кг
Таким образом, в летнее время за одно полное опорожнение и
последующее заполнение резервуара РВС 5000 в атмосферу попадает около
3 тонн нефти. Потери бензина в аналогичных условиях составляют около 4
тонн.
Потери от "малых дыханий" обусловлены суточными колебаниями
температуры и атмосферного давления. В ночное время температура
наружного воздуха уменьшается, вызывая остывание паровоздушной
смеси в ГП резервуара, что, в свою очередь, приводит к снижению
давления в нем. Как только вакуум достигает величины, равной уставке
вакуумного клапана, внутрь резервуара поступает атмосферный воздух,
интенсифицируя процесс испарения. В дневное же время под
воздействием солнечной радиации и более высокой температуры
наружного воздуха давление в ГП резервуара увеличивается. Как только
оно сравняется с уставкой клапана давления паровоздушная смесь
начинает вытесняться в атмосферу Расчеты показывают, что за одно
"малое дыхание" в атмосферу вытесняется объем смеси, составляющий до
4% от объема ГП резервуара. Для заданных выше условий количество
попавшей в атмосферу нефти составит около 100 кг, а бензина - около 150
кг. Конечно, это количество не идет в сравнение с потерями от "большого
дыхания", но ведь потери от "малых дыханий" бывают каждый день.
Поэтому за год общие потери от "малых дыханий" могут быть весьма
большими.
Потери от "обратного выдоха" обусловлены следующим. После
опорожнения резервуара до некоторого остатка или частичной выкачки
нефти (нефтепродукта), его ГП недонасыщено углеводородами. При
дальнейшем неподвижном хранении происходит насыщение ГП, что
вызывает рост давления в нем. Как только оно достигает уставки клапана
давления, последний открывается и происходит вытеснение в атмосферу
некоторого объема паровоздушной смеси. Считается, что потери нефти и
нефтепродуктов от "обратного выдоха" составляют примерно 1 %
суммарных потерь вследствие испарения.
140
Потери от вентиляции газового пространства связаны с наличием двух
и более отверстий в крыше или корпусе резервуара, расположенных на
разных уровнях. В этом случае вследствие разности плотностей воздуха и
паровоздушной смеси образуется газовый сифон паровоздушная смесь
вытесняется через нижнее отверстие, а воздух поступает в резервуар через
верхнее. Простые расчеты показывают, что при наличии только двух
отверстий площадью примерно по 1 см2, расположенных по высоте на
расстоянии 0,5 м годовые потери от вентиляции газового пространства
составляют около 1,5 т.
Теоретические методы расчета потерь нефти и нефтепродуктов от
испарения изложены в [2, 29].
7.3.	Мероприятия по сокращению потерь перекачиваемой жидкости
Сокращение потерь нефти и нефтепродуктов на линейной части
магистральных трубопроводов
Для предотвращения возникновения повреждений трубопровода
нормами проектирования и правилами технической эксплуатации
предусмотрены:
-	применение противокоррозионной изоляции и активных средств защиты
от коррозии;
-	защита трубопроводов от перегрузок по давлению;
-	их закрепление на проектных отметках с целью предотвращения
возникновения чрезмерных напряжений в теле трубы;
-	тщательный контроль за технологическим режимом перекачки, в
том числе за максимальным давлением на выходе НПС; минимальным
давлением на приеме насосов; наибольшей и наименьшей температурой
жидкости, закачиваемой в трубопровод; временем остановки трубопровода
при перекачке подогретой нефти;
-	сохранение постоянства рабочего давления, избегая значительных
колебаний, особенно остановок перекачки и полного сброса давления, с
целью повышения долговечности трубопроводов и уменьшения усталостных
повреждений;
-	профилактическое обслуживание магистральных трубопроводов.
В ходе профилактического обслуживания линейной части магистральных
трубопроводов контролируются:
-	герметичность трубопровода и линейной арматуры;
-	состояние трубопровода и изоляции;
-	параметры защиты от коррозии.
Герметичность трубопроводов и запорной арматуры контролируется
либо методом опрессовки, либо путем пропуска по трубопроводу
специальных зондов. В первом случае контролируемый участок отсекается от
остального трубопровода, и с помощью специальных насосов в нем
141
повышается давление. Если по прошествии заданного времени давление в
контролируемом участке не снизилось, то делается вывод, что этот участок
герметичен. При пропуске по трубопроводу зондов фиксируются не только
места утечки, но и дефекты (каверны, гофры, расслоение металла и др.),
способные, спустя некоторое время, привести к разрушению труб и арматуры.
При контроле состояния трубопровода определяют насколько
изменилось его положение в плане и по вертикали, и не приведет ли это
через некоторое время (если изменение положения будет продолжаться) к
разрушению трубопровода.
Состояние изоляции определяют либо методом визуального осмотра в
отрытых специально для этого шурфах, либо расчетом переходного
сопротивления изоляции по результатам замера потенциала на
интересующем участке, либо путем специальных измерений с помощью
прибора УКИ, позволяющего с поверхности земли фиксировать места
сквозных повреждений изоляции.
В ходе контроля параметров системы защиты от коррозии, как
правило, два раза в год в периоды наихудшей коррозионной обстановки на
трассе - весной и осенью - производят замеры наложенного на трубу
потенциала, силу тока в цепи установок протекторной защиты, а также
сопротивление цепи электродренажных установок. Эти параметры должны
находиться в пределах допустимых значений.
Для уменьшения потерь нефти и нефтепродуктов при авариях нормами
проектирования предусмотрена установка линейных задвижек не реже
чем через 30 км (чтобы ограничить протяженность опорожняемых
участков); строительство защитных сооружений, ограничивающих
растекание нефти (нефтепродуктов) при авариях; установка резервуаров на
НПС для самотечного опорожнения в них поврежденных участков. При
ликвидации аварий разлившуюся нефть (нефтепродукт) собирают в
специально отрываемый котлован, откуда ее затем вновь закачивают в
трубопровод. Нефть, вытекающую на поверхность водоемов, блокируют
с помощью боновых заграждений, а затем собирают либо с помощью
специальных нефтесборщиков, либо с помощью адсорбирующих
материалов (пенополиуретана, торфа, опилок, соломы и т.д.).
Сокращение потерь нефти и нефтепродуктов из резервуаров
перекачивающих станций
С целью предотвращения утечек из резервуаров последние
периодически подвергаются гидравлическим испытаниям с помощью
воды. Образовавшиеся при этом дефекты устраняются.
Дренирование подтоварной воды прекращают при появлении первых
признаков нефти (нефтепродукта).
При обнаружении коррозионных свищей и отпотин сначала
принимают меры по ограничению утечки (напылением пенополиуретана,
142
использованием клеевых композиций или "холодной сварки"), а затем
опорожняют резервуар и выводят его из эксплуатации для ремонта.
Сокращение потерь нефти (нефтепродуктов) от испарения достигается
применением следующих методов:
-	уменьшением объема газового пространства резервуаров;
-	уменьшением амплитуды колебаний температуры поверхности нефти
(нефтепродукта) и газового пространства резервуаров;
-	улавливанием паров нефти (нефтепродукта), вытесняемых из
заполняемого резервуара;
-	рациональной эксплуатацией резервуаров.
Для уменьшения объема ГП резервуаров применяют понтоны и
плавающие крыши. Конструктивно они представляют собой жесткий диск,
плавающий на поверхности нефти (нефтепродукта), благодаря поплавкам,
расположенным по его периметру. Кольцевой зазор между жестким диском и
стенкой резервуара герметизируется с помощью затворов различной
конструкции.
Понтоны монтируются в резервуарах, имеющих стационарную
крышу. Поэтому они бывают не только металлическими, но и
пенополиуретановыми, а также пленочными (непроницаемая для паров пленка
натянута на жесткий сетку-каркас). Резервуары с плавающей крышей
лишены стационарной кровли. Поэтому все необходимое оборудование
монтируется на плавающей крыше, которая для этого должна быть
достаточно прочной. Понтоны и плавающие крыши заземляют во избежание
разрядов статического электричества.
Для уменьшения колебаний температуры в резервуарах наземные
резервуары покрывают тепловой изоляцией и окрашивают в светлые тона.
Практически исключены колебания температуры в заглубленных резервуарах
(типа ЖБР).
Простейшим средством улавливания паров нефти (нефтепродуктов),
вытесняемых из заполняемого резервуара, является газовая обвязка -
газопровод, соединяющий газовые пространства резервуаров. Газовая обвязка
сокращает потери в тех случаях, когда одновременно с заполнением одних
резервуаров другие опорожняются. В этом случае часть паровоздушной смеси
из заполняемых резервуаров перетекает в опорожняемые и, следовательно,
объем "дыхания" становится меньше.
Газовая обвязка, дополненная газосборником, предназначенным для
аккумулирования части	паровоздушной смеси, называется
газоуравнительной системой (ГУС). ГУС сокращает потери в большей
степени, чем газовая обвязка.
Современные системы улавливания дополнены элементами,
позволяющими уменьшить концентрацию углеводородов в паровоздушной
смеси, вытесняемой в атмосферу. Эго достигается либо ее охлаждением, либо
компримированием, либо использованием жидких или твердых поглотителей
углеводородов и др.
143
Ощутимое сокращение потерь нефти (нефтепродуктов) достигается при
рациональной эксплуатации резервуаров. Так, если держать резервуары
максимально заполненными (наименьший объем газового пространства), то
потери от "малых дыханий" будут минимальными. Для сокращения потерь
от "больших дыханий" необходимо избегать внутристанционных
перекачек нефти (нефтепродукта) из резервуара в резервуар. Важное значение
имеет техническое состояние дыхательной арматуры: регулярная проверка
ее герметичности позволяет предотвратить потери от вентиляции газового
пространства.
7.4.	Нормирование потерь нефти при ее трубопроводном транспорте
Списание нефти производится в соответствии с "Нормами
естественной убыли нефти при приеме, хранении, отпуске и
транспортировании", утвержденными Постановлением Госснаба СССР № от
15 марта 1988 г. Согласно им общие потери при транспортировке нефти
складываются из:
- потерь из резервуаров;
- потерь на линейной части нефтепроводов;
- потерь при хранении нефти а земляных амбарах и их зачистке.
Потери нефти из резервуаров вычисляются по формуле:
yp=Pi-G„p +
(М .
Рг+Рз----1
' Gxp,
(7.1)
где pi - норматив естественной убыли нефти при ее приеме в
резервуары, отпуске и хранении до 1 суток, кг/т (табл. 7.2 или 7.3);
Gnp- количество принятой нефти, т;
р2 - норматив естественной убыли нефти, при ее хране-
нии свыше одних суток до одного месяца, кг/т (табл. 7.4);
рз - норматив естественной убыли нефти при ее хранении свыше одного
месяца до одного года, кг/(т мес) (табл. 7.5);
М - число месяцев в рассматриваемом периоде;
п - коэффициент оборачиваемости резервуаров за рассматриваемый
период;
Gxp - количество хранимой нефти, т.
Величины нормативов р, - рз зависят от типа резервуара, применяемых
средств сокращения выбросов, периода года, а также от места
расположения резервуара. В последнем случае выделяют три
климатические зоны: южную, среднюю и северную. Сведения о
распределении территории Российской Федерации по климатическим
зонам для применения "Норм естественной убыли нефти..." приведена в
табл. 7.6.
144
Таблица 7.2
Нормы естественной убыли нефти при приеме, отпуске
и хранении до одних суток в резервуарных парках
магистральных трубопроводов
(в килограммах на 1 тонну принятого количества)
Тип резервуаров	Южная зона		Средняя зона		Северная зона	
	осенне- зимний период	весенне- летний период	осенне- зимний период	весенне- летний период	осенне- зимний период	весенне- летний период
Резервуары наземные металлические с понтоном	0,09	0,19	0,05	0,15	0,05	0,10
Резервуары наземные металлические с плавающей крышей	0,07	0,12	0,04	0,10	0,04	, 0,09
Резервуары, имеющие газовую обвязку	0,19	0,24	0,15	0,20	0,10	0,15
Резервуары заглубленные	0,24	0,39	0,25	0,35	0,20	0,35
Резервуары наземные металлические	0,24	0,39	0,25	0,35	0,20	0,35
145
Таблица 7.3
Нормы естественной убыли нефти при приеме, отпуске
и хранении до одних суток в резервуарах наливных пунктов,
нефтебаз и сырьевых парков нефтеперерабатывающих заводов
(в килограммах на 1 тонну принятого количества).
Тип резервуаров	Южная зона		Средняя зона		Северная зона	
	осенне- зимний период	весенне- летний период	осенне- зимний период	весенне- летний период	осенне- зимний 1 период	весенне- летний период
Резервуары наземные металлические с понтоном	0,10	0,22	0,06	0,17	0,05	0,12
Резервуары наземные металлические с плавающей крышей	0,08	0,14	0,05	0,12	0,05	0,11
Резервуары, имеющие газовую обвязку	0,20	0,25	0,15	0,20	0,10	0,15
Резервуары заглубленные	0,26	0,40	0,25	0,35	0,21	0,35
Резервуары наземные металлические	0,27	0,41	0,26	0,37	0,22	0,37
146
Таблица 7.4
Нормы естественной убыли нефти при хранении в резервуарах
свыше одних суток и до одного месяца
(в килограммах на 1 тонну хранимого количества в сутки)
Тип резервуаров	Южная зона		Средняя зона		Северная зона	
	осенне- зимний период	весенне- летний период	осенне- зимний период	весенне- летний период	осенне- зимний период	весенне- летний период
Резервуары наземные металлические с понтоном	0,010	0,026	0,008	0,021	0,005	0,016
Резервуары наземные металлические с плавающей крышей	0,005	0,011	0,003	0,009	0,002	0,007
Резервуары, имеющие газовую обвязку	0,007	0,015	0,005	0,013	0,003	0,012
Резервуары заглубленные	0,008	0,020	0,005	0,015	0,003	0,008
Резервуары наземные металлические объемом 2000 м3	0,020	0,054	0,014	0,043	0,009	0,033
Резервуары наземные металлические объемом 3000 м3 и более	0,017	0,050	0,013	0,040	0,008	0,030
147
Таблица 7.5
Нормы естественной убыли нефти при хранении свыше
одного месяца и до одного года включительно
(в килограммах на 1 тонну хранимого продукта в месяц)
Тип резервуаров	Южная зона		Средняя зона		Северная зона	
	осенне- зимний период	весенне- летний период	осенне- зимний период	весенне- летний период	осенне- зимний период ,	весенне- летний период ,
Резервуары наземные металлические с понтоном	-	0,09	-	0,09	-	0,09
Резервуары заглубленные	0,05	0,10	-	0,10	-	0,09
Резервуары наземные металлические объемом 3000 м3 и более	0,10	0,35	0,09	0,28	0,08	0,23
Резервуары наземные металлические объемом 2000 м3 и менее	0,18	0,45	0,10	0,40	0,10	0,37
Таблица 7.6
Распределение территории РФ по климатическим зонам для применения
"Норм естественной убыли нефти..."
Зона	Республики, края, области, входящие в состав зоны
Южная	Республики: Кабардино-Балкария, Калмыкия, Северная Осетия, Чечня, Ингушетия Края: Краснодарский, Ставропольский Области: Астраханская, Волгоградская, Ростовская
Северная	Республики: Бурятия, Карелия, Коми, Тува, Якутия Края: Красноярский, Хабаровский Области: Амурская, Архангельская, Иркутская, Камчатская, Кемеровская, Кировская, Магаданская, Мурманская, Новоси- бирская, Омская, Пермская, Свердловская, Томская, Тюменская, Читинская
Средняя	Республики, края и области, не входящие в южную и северную зоны
148
При оборачиваемости резервуаров 6 и более раз за полугодие величину р3
в формуле (7.1) следует принимать равной нулю. В этом случае нормативная
естественная убыль нефти уже не зависит от оборачиваемости резервуаров.
Нормы естественной убыли являются предельными и применяются
только в случае фактической недостачи нефти.
При начислении норм естественной убыли нефти осенне-зимним
периодом считается время с 1 октября по 31 марта, а весенне-летним периодом
- с 1 апреля по 30 сентября.
Наличие нормативов естественной убыли нефти для резервуаров,
оснащенных средствами ее сокращения и без них, позволяет определить
"нормативную" эффективность данных средств. Результаты расчетов
представлены в табл. 7.7.
Таблица 7.7
Сокращение естественной убыли нефти из резервуаров
объемом 3000 м3 и более при применении понтонов
и газовой обвязки (п > 6 1/полугодие)
Климатическая зона	Рассматриваемый период	Сокращение естественной убыли, %	
		Понтоны	Газовая обвязка
Южная	Осенне-зимний	61,1	23,3
	Весенне-летний	45,3	35,4
	Год в целом	53,1	29,4
Средняя	Осенне-зимний	50,5	41,1
	Весенне-летний	57,4	45,4
	Год в целом	50,4	43,3
Северная	Осенне-зимний	73,6	78,0
	Весенне-летний	69,5	56,2
	Год в целом	71,6	67,1
Таким образом, в зависимости от места расположения резервуаров
объемом 3000 м3 и выше эффективность понтонов составляет в среднем 53,1-
71,6%, а газовой обвязки - 29,4-67,1 %.
Потери нефти на линейной части нефтепроводов вычисляются по
формуле
y=p-GT— ,	(7.2)
т т 100
где рт - норматив естественной убыли при перекачке нефти на расстояние 100
км, кг/т (табл. 7.8);
GT- количество транспортируемой нефти, т;
L - дальность транспортирования нефти, км.
149
Таблица 7.8
Нормы естественной убыли нефти при перекачке
по магистральным трубопроводам
(в килограммах на 1 тонну перекачиваемого количества нд 100 км
линейной части трубопровода)
Нефтепроводы диаметром до 529 мм включительно	Нефтепроводы диаметром свыше 529 мм
0,18	0,10
Потери нефти при ее хранении в земляных амбарах, а также при их
зачистке определяются только для мангышлакской нефти. Расчеты потерь
данного типа выполняются по формулам
^хр _Pxp Gxp
Уэ=РзОхр ’
где рхр - норматив естественной убыли мангышлакской нефти при ее
хранении в открытых земляных амбарах, кг/т (табл. 7.9);
р3 - норматив естественной убыли мангышлакской нефти при
удалении "мертвого остатка" из земляных амбаров при зачистке, кг/т
(табл.7.10).
Таблица 7.9
Нормы естественной убыли мангышлакской нефти
при хранении в открытых земляных амбарах
(в килограммах на 1 тонну принятого количества)
Месяц хранения	Нормы естественной убыли за месяц
Первый	95
Второй	15
Третий	10
Четвертый-седьмой	до 5
Восьмой и последующие	по 2
150
Таблица 7.10
Нормы естественной убыли мангышлакской нефти при удалении
"мертвого остатка" из земляных амбаров при зачистке
(в килограммах на 1 тонну хранимого количества)
Типы амбаров	Нормы естественной убыли
Построенные по типовому проекту	20
Временные	45
7.5.	Нормирование потерь нефтепродуктов
Списание нефтепродуктов производится в соответствии с "Нормами
естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и
транспортировании", утвержденными Постановлением Госснаба СССР № 40 от
26 марта 1986 г. Согласно им общие потери при транспортировке
нефтепродуктов складываются из:
-	потерь из резервуаров;
-	потерь на линейной части нефтепродуктов.
Потери нефтепродуктов из резервуаров вычисляются по формуле:
yp = PMHIIIIGK,	(7.4)
где Рм„пп - норматив естественной убыли нефтепродукта при его приеме в
резервуары, отпуске и хранении, кг/т (табл. 7.11);
G	- количество транспортируемого нефтепродукта, т;
к - коэффициент захода нефтепродукта в резервуары;
к = 1 - при режиме работы "через резервуар";
к = 0,3 - при режиме работы "с подключенными резервуарами";
к = 0 - при режиме работы "из насоса в насос".
При использовании табл. 7.12 необходимо иметь в виду, что бензины
автомобильные относятся к первой группе нефтепродуктов, топливо для
реактивных двигателей и керосин технический - к третьей, керосин
осветительный и дизтопливо "Зимнее" - к четвертой, топливо печное бытовое,
дизтопливо "Летнее" и экспортное - к пятой.
Потери нефтепродуктов на линейной части иефтепродуктопроводов
вычисляются по формуле (7.2).
Для разветвленного нефтепродуктопровода, где в общем случае объемы
перекачки для различных участков могут быть различны, общие потери
составляют
У = РМнпП1О,к,+^- lG,Li	(7.5)
i=1	1UU j=i
151
Таблица 7.11
Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, отпуске и хранении
в резервуарах нефтепродуктопроводов
(в килограммах на 1 т принятого количества)
Тип резервуаров	Группа нефтепродуктов	Климатические зоны							
		1		2		3		4	
		осенне- зимний период	весенне- летний период	осенне- зимний период	весенне- летний период	осенне- зимний период	весенне- летний период	осенне- зимний период	весенне -летний период
Наземные стальные	1,2	0,10	0,29	0,19	0,39	0,23	0,43	0,27	0,45
	3,4	0,03	0,04	0,04	0,05	0,05	0,06	0,05	0,06
	5	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02
Заглубленные	1,2	0,08	0,24	0,12	0,28	0,16	0,32	0,22	0,36
	3,4	0,02	0,03	0,03	0,04	0,04	0,05	0,04	0,05
	5	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01
Наземные стальные с понтонами или плавающими крышами	1,2	0,03	0,09	0,05	0,12	0,07	0,14	0,08	0,15
Таблица 7.12
Нормы естественной убыли нефтепродуктов
при перекачке по нефтепродуктопроводам
Группы нефтепродуктов	Нормы естественной убыли, кг/т-100 км
1,2	0,18
3,4, 5	0,10
Таблица 7.13
Распределение территории Российской Федерации по климатическим зонам для
применения "Норм естественной убыли нефтепродуктов..."
Климатические зоны	Республики, края, национальные округи, области, входящие в климатическую зону
1	2
1	Республики: Бурятия, Карелия, Коми (г. Воркута, Инта, Печора), Якутия Края: Красноярский Национальные округи: Ненецкий, Таймырский (Долгано- Ненецкий), Ханты-Мансийский, Чукотский, Эвенский, Ямало-Ненецкий
2	Республики: Башкортостан, Коми (кроме г. Воркуты, Инты, Печоры), Марий-Эл, Мордовия, Татарстан, Тува, Удмуртия, Чувашия Края: Алтайский, Приморский, Хабаровский Автономные области: Горно-Алтайская, Еврейская, Хакасская Области:	Архангельская, Белгородская, Брянская, Владимирская, Волгоградская, Нижегородская, Ивановская, Тверская, Калининградская, Калужская, Камчатская, Кемеровская, Кировская, Костромская, Самарская, Курганская, Курская, Санкт-Петербургская, Липецкая, Магаданская, Московская, Новгородская, Новосибирская, Омская, Оренбургская, Орловская, Пензенская, Пермская, Псковская, Рязанская, Саратовская, Сахалинская, Екатеринбургская, Смоленская, тамбовская, Тульская, Тюменская, Ульяновская, Челябинская, Читинская, Ярославская
153
Продолжение табл. 7.13
1	2
3	Республики: Дагестан, Кабардино-Балкария, Калмыкия, Ингушетия, Чечня Края: Краснодарский, Ставропольский Области: Астраханская, Волгоградская, Ростовская
4	Республики: Каракалпакия
Пример:
Определить нормативные потери бензина в весенне-летний период при
перекачке по нефтепродуктопроводу, проложенному во 2-й климатической
зоне. Данные о протяженности отдельных участков и количестве
транспортируемого бензина представлены таблицей.
№ участка	1	2	3	4	5	6
Gi, тыс. т	500	5000	450	400	400	350
Li, км	160	150	180	170	200	-
Режим работы	Через резервуа Р	Из насоса в насос	С подклю- ченными резервуарам и	Из насоса в насос	Из насоса в насос	Через резервуа Р
Решение:
Для наземных резервуаров, не имеющих средств сокращения потерь,
находящихся во 2-й климатической зоне Рм„Пп = 0,39 кг/т, а для линейной части
рт = 0,18 кг/т-100 км.
Следовательно, величина нормативных потерь составляет
У = 0,39- (5 00 1 03 + 500 1 03 0 + 450 103 0,3 + 400-103-0 + 400 1 03 0 + 3 50
•103) + 0,18/100- (500-103 160 + 500-Ю3 1 50 + 4 50 1 03 1 80 + 400 1 03 1 70 + 400- 103
•200 + 350-Ю3 0) = 1075350 кг = 1075, 35 т
Если бы резервуары были оснащены понтонами, то норматив
естественной убыли для них был бы равен Рм„Пп = 0,12 кг/т. Повторяя расчет,
получаем Уп = 809,4 т, т. е. общие потери бензина были бы уменьшены на
24,7 %.
154
Библиографический список
1.	Борисов Б.В. Управление магистральными трубопроводами. - М:
Недра, 1979.- 215 с.
2.	Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспор-
тировании и хранении / Ф.Ф. Абузова, И.С. Бронштейн, В.Ф. Новоселов
и др. - М: Недра, 1981. - 248 с.
3.	Воздвиженский М. Новый взгляд на происхождение нефти //
Нефть и капитал. - 1995. - № 4 - С. 70 - 73.
4.	Гаврилов В.П. Черное золото планеты. - М: Недра, 1990. - 160 с.
5.	Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и
нефтепродуктов. - М: Недра, 1982. - 296 с.
6.	Зайцев Л.А. Регулирование режимов работы магистральных
нефтепроводов. - М: Недра, 1982. - 240 с.
7.	Ентус Н.Р. Техническое обслуживание и ремонт резервуаров. - М:
Химия, 1982. - 240 с.
8.	Еременко П.Т., Воробьев Н.А. Развитие трубопроводного транспорта
в СССР и за рубежом. - М: Недра, 1989. - 166 с.
9.	Климовский Е.М., Колотилов Ю.В. Очистка и испытание
магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 1987. - 173 с.
10.	Колпаков Л.Г. Эксплуатация магистральных центробежных
насосов: Учеб, пособие.- Уфа: Изд. Уфим. нефт. ин-та, 1988. - 116 с.
11.	Коршак А.А., Коробков Г.Е. Обеспечение надежной работы
магистральных нефтепродуктопроводов. -Уфа: Изд. УГНТУ, 1994. -148 с.
12.	Коршунов Е.С., Едигаров С.Г. Промысловый транспорт нефти и
газа. - М: Недра, 1975. - 296 с.
13.	Кострин К.В. Почему нефть называется нефтью. - М: Недра, 1967. -
158 с.
14.	Нечваль М.В., Новоселов В.Ф., Тугунов П.И. Последовательная
перекачка нефтей и нефтепродуктов.- М: Недра, 1976. - 224 с.
15.	Основы трубопроводного транспорта нефтепродуктов/ А. М.
Шаммазов, А. А. Коршак, Г. Е. Коробков и др. - Уфа: Гос. изд. научно-технич.
лит-ры "Реактив", 1996. - 158 с.
16.	Петров В.Е. Машинист технологических насосов на нефтеперека-
чивающих станциях. - М: Недра, 1986. - 220 с.
17.	Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов.
- М: Недра, 1979. - 159 с.
18.	Проектирование и эксплуатация нефтебаз: Учебник ВУЗов / С.Г.
Едигаров, В.М. Михайлов, А.Д. Прохоров и др. - М: Недра, 1982. - 280 с.
19.	Проектирование, эксплуатация и ремонт нефтепроводов/ В.С.
Яблонский, В.Ф. Новоселов и др. - М: Недра, 1965.-410 с.
20.	Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров/ М.В.
Кузнецов, В.Ф. Новоселов, П.И. Тугунов и др. - М: Недра, 1992. - 238 с.
155
21.	СНиП 2. 05.06-85. Магистральные трубопроводы/ Госстрой СССР.
- М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985. - 52 с.
22.	СНиП 2.11.03-93.	Склады нефти и нефтепродуктов.
Противопожарные нормы. - М.: Госстрой России, 1993. - 20 с.
23.	Справочник по проектированию магистральных трубопроводов./ Под
ред. А.К. Дерцакяна. - М: Недра, 1977.- 519 с.
24.	Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа / Ф.Ф.
Абузова, Р.А. Алиев, В.Ф. Новоселов и др. - М: Недра, 1992. - 320 с.
25.	Ткачев О.А., Тугунов П.И. Сокращение потерь нефти при транспорте
и хранении. - М: Недра, 1988. - 118 с.
26.	Транспорт и хранение нефти и газа. / Под ред. Н.Н. Константинова
и П.И. Тугунова. - М: Недра, 1975. - 248 с.
27.	Трубопроводный транспорт вязких нефтей / Н.К. Надиров, П.И.
Тугунов, Р. А. Брот и др. - Алма-Ата: Наука, 1985. - 264 с.
28.	Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р.А. Алиев, В.Д.
Белоусов, А.Г. Немудров и др. - М: Недра, 1988,- 368 с.
29.	Тугунов П.И. Нестационарные режимы перекачки нефтей и
нефтепродуктов. - М: Недра, 1984. - 224 с.
30.	Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при
проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. - М: Недра,
1981. - 176 с.
31.	Фролов Ю.А., Новоселов В.Ф. Очистка полости действующих
магистральных трубопроводов. - Уфа: Изд. Уфим. нефт. ин-та, 1989. - 92 с.
32.	Харламенко	В.И., Голуб М.В. Эксплуатация насосов
магистральных иефтепродуктопроводов. - М: Недра, 1978. - 231 с.
33.	Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. - М:
Гостоптехиздат, 1958. - 165 с.
34.	Шумайлов А.С., Гумеров А.Г., Молдаванов О.Н. Диагностика
магистральных трубопроводов. - М: Недра, 1992. - 251 с.
156
ОГЛАВЛЕНИЕ
ГЛАВА 1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТАХ........................5
1.1.	Нефть и нефтепродукты в истории человечества........................5
1.2.	Состав нефтей.......................................................9
1.3.	Происхождение нефти................................................10
1.4.	Номенклатура и основные эксплуатационные характеристики нефтепродуктов,
перекачиваемых по трубопроводам..............................................1 I
1.5.	Свойства нефтей и нефтепродуктов, влияющие на технологию их транспорта и
хранения................................................................24
ГЛАВА 2. ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА......................28
2.1.	Краткая история развития трубопроводов.............................28
2.2.	Развитие нефтепроводного транспорта................................28
2.3.	Развитие трубопроводного транспорта нефтепродуктов в России........36
2.4.	Трубопроводный транспорт нефтепродуктов в условиях рыночной экономики...38
ГЛАВА 3 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И
НЕФТЕПРОДУКТОВ............................................................43
3.1.	Классификация нефте- и иефтепродуктопроводов.......................43
3.2.	Основные объекты и сооружения магистральных нефтепроводов..........43
3.3.	Основные объекты и сооружения разветвленных иефтепродуктопроводов..45
3.4.	Технологические схемы перекачивающих станций.......................48
3.5.	Основное оборудование перекачивающих станций.......................53
3.6.	Резервуары магистральных нефте- иефтепродуктопроводов..............66
3.7.	Резервуарные парки магистральных нефте- и иефтепродуктопроводов....85
3.8.	Учет нефти и нефтепродуктов на потоке..............................88
3.9.	Средства защиты магистрального трубопровода от перегрузок по давлению...92
3.10.	Очистка внутренней полости трубопроводов...............................99
ГЛАВА 4 ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ.................................105
4.1.	Классификация коррозионных процессов..............................105
4.3.	Защитные покрытия для трубопроводов.....................................112
4.4.	Электрохимическая защита трубопроводов от коррозии................117
ГЛАВА 5 ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ ВЫСОКОВЯЗКИХ И
ВЫСОКОЗАСТЫВАЮЩИЙ НЕФТЕЙ.................................................124
5.1.	Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей с разбавителями.124
5.2.	Гидротранспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей............125
5.3.	Перекачка термообработанных нефтей................................126
5.4.	Перекачка нефтей с присадками.....................................127
5.5.	Перекачка предварительно подогретых нефтей........................128
ГЛАВА 6 ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНАЯ ПЕРЕКАЧКА НЕФТЕПРОДУКТОВ........................129
6.1.	Особенности технологии последовательной перекачки.................129
6.2.	Механизм смесеобразования.........................................130
6.3.	Влияние различных факторов на смесеобразование....................131
6.4.	Прием и реализация смеси..........................................133
6.5.	Контроль последовательной перекачки...............................133
6.6.	Изменение напора и расхода в период смены нефтепродуктов в трубопроводе.134
6.7.	Особенности эксплуатации разветвленных иефтепродуктопроводов......135
ГЛАВА 7 ИСТОЧНИКИ ПОТЕРЬ И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ИХ СОКРАЩЕНИЮ ПРИ
ТРАНСПОРТИРОВКЕ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ПО ТРУБОПРОВОДАМ........................137
7.1.	Потери нефти и нефтепродуктов на линейной части магистральных трубопроводов 137
7.2.	Потери нефти и нефтепродуктов на площадках перекачивающих станций.......138
7.3.	Мероприятия по сокращению потерь перекачиваемой жидкости..........141
157
1А. Нормирование потерь нефти при ее трубопроводном транспорте.............144
7.5. Нормирование потерь нефтепродуктов....................................151
Библиографический список....................................................155
158
ДЛЯ ЗАМЕТОК
159
Шаммазов Айрат Мингазович
Коршак Алексей Анатольевич
Ахмадуллин Камиль Рамазанович
ОСНОВЫ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И
НЕФТЕПРОДУКТОВ
Учебное издание
Компьютерный набор -Ташлыкова Е. Р.
Редактор А. А. Синилова
Компьютерная верстка, дизайн обложки, предпечатная подготовка-
ООО «ДизайнПолиграфСервис»
Издательская лицензия Б №848196 от 9 июня 1999 г.
Сдано в набор 10.09.2000. Подписано в печать 14.09.2000. Бумага офсетная № 1.
Формат 60x84 1/16. Печать офсетная. Условных печ. листов 10,0.
Гарнитура "Таймс".Тираж 1000 экз. ООО «ДизайнПолиграфСервис», Уфа-центр, <
1535, тел. 52-70-88, 52-40-36
Отпечатано с готовых диапозитивов в ГУП «Республиканское издательство
«Башкортостан». Лицензия на полиграфическую деятельность
Заказ А739.
160