Трубопроводный транспорт нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Трубопроводный транспорт нефти



1. Развитие нефтепроводного транспорта в России

В развитии нефтепроводного транспорта нефти России так же, как и в развитии нефтяной промышленности, можно выделить 5 периодов: дореволюционный, довоенный, военный, до распада СССР и современный.

Дореволюционный период

Первый нефтепровод диаметром 76 мм и длиной 9 км был построен в России для «Товарищества братьев Нобель» по проекту и под руководством В.Г. Шухова в 1878 г. Он служил для перекачки 1300 т нефти в сутки с Балаханских промыслов на нефтеперерабатывающий завод в Черном городе (район Баку).

Второй нефтепровод такого же диаметра, но длиной 12,9 км был построен под руководством Шухова там же в 1879 г. для фирмы Г.М. Лианозова.

Преимущества трубопроводного транспорта (высокая производительность, непрерывность работы, высокая степень механизации и др.) оказались столь очевидными, что и другие нефтепромышленники последовали примеру Нобелей и Лианозова. В результате к 1883 г. общая длина нефтепроводов в районе Баку достигла 96 км, а к 1895 г.-317 км.

Следует подчеркнуть, что хотя в США нефтепроводы начали прокладывать несколько раньше, чем в России, но именно в нашей стране В.Г. Шуховым были заложены научные основы расчета и проектирования трубопроводов. Его классический труд «Трубопроводы и их применение в нефтяной промышленности», изданный в 1881 г., и в наши дни не потерял своего значения.

В последующем были сооружены следующие нефтепроводы: в 1911 году (для майкопской нефти) от станицы Ширванской до Екатеринодара (ныне Краснодар), протяженностью 110 км; в 1912 году -от Ширванской до Туапсе (103 км); в 1914 году - от Петровска (ныне Махачкала) до Грозного (165 км) и от Доссора на Эмбе до порта Большая Ракуша (96 км). Общая протяженность нефтепроводов в дореволюционной России составляла около 500 км.

Период до Великой Отечественной войны

В период с 1917 по 1927 г. магистральные нефтепроводы в нашей стране не строились, так как все усилия были направлены на восстановление нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, разрушенных в ходе гражданской войны. Тем не менее, за это время было построено и введено в действие около 600 км нефтепроводов местного значения - внутрипромысловых, межпромысловых и подводящих к НПЗ.

К середине 20-х годов железные дороги в основных нефтедобывающих регионах (Баку, Грозный, Майкоп) оказались перегружены. Это дало толчок проектированию и строительству новых нефтепроводов.

В 1928 г. вступил в действие нефтепровод Грозный-Туапсе диаметром 250 мм и протяженностью 618 км, с семью перекачивающими станциями. По нему нефть с грозненских нефтепромыслов стала поступать в черноморский город-порт, откуда морским транспортом вывозилась в другие районы страны и на экспорт.

В 1930 г. был введен в эксплуатацию нефтепровод Баку-Батуми диаметром 250 мм, протяженностью 832 км, с тринадцатью перекачивающими станциями. Он был проложен параллельно работающему с 1906 г. керосинопроводу, который с 1927 г. стал использоваться для перекачки нефти.

В течение 1932-35 гг. был построен нефтепровод Гурьев-Орск диаметром 300 мм, протяженностью 709 км, с семью перекачивающими станциями. Для своего времени это был самый мощный нефтепровод в Европе. Он предназначался для транспортирования нефти с Эмбинских нефтепромыслов на Орский НПЗ.

После того как в мае 1932 г. вблизи с. Ишимбаево была открыта нефть, ее первоначально вывозили в Уфу на НПЗ баржами по р. Белой. Когда же добыча нефти резко возросла в 1936...1937 г. был построен нефтепровод Ишимбай-Уфа диаметром 300 мм и протяженностью 166 км с одной (головной) перекачивающей станцией.

Кроме того в довоенный период были построены нефтепроводы Махачкала-Грозный, Косчагыл-станция № 3 нефтепровода Гурьев-Орск, Малгобек-Грозный и другие. Общая протяженность нефтепроводов в нашей стране составила около 3600 км.

Период Великой Отечественной войны

В годы Великой Отечественной войны, когда угольный Донбасс был оккупирован, а нефть Кавказа отрезана линией фронта, снабжение страны топливом резко ухудшилось. Поэтому, несмотря на крайнюю ограниченность в средствах, принимались все возможные меры для улучшения сложившегося положения.

В этот период были построены нефтепроводы Зольное-Сызрань протяженностью 134 км, Оха-Софийск протяженностью 387 км и диаметром 325 мм, а также ряд промысловых трубопроводов.

Период до распада СССР

После окончания Великой Отечественной войны до начала 50-х годов строительство нефтепроводов велось в очень ограниченных масштабах. В частности, в 1946 г. был продлен до Комсомольска-на-Амуре нефтепровод Оха-Софийск.

В последующем, до середины 60-х годов нефтепроводы строились, в основном, в Урало-Поволжье и Закавказье. В этот период, например, были построены трансконтинентальные нефтепроводы Туймазы-Омск (впервые применены трубы диаметром 530 мм), Туй-мазы-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 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 перекачивать нефть после предварительного подогрева.

В 1964 г. был пущен крупнейший в мире по протяженности (5500 км вместе с ответвлениями) трансевропейский нефтепровод «Дружба», соединивший 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 - реки Обь и 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 410км. 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 в апреле 1966 г. вступил в строй нефтепровод Узень-Шевченко длиной 141,6 км. В дальнейшем он был продлен до Гурьева (1969 г.), а затем до Куйбышева (1971 г.). Ввод в эксплуатацию нефтепровода Узень-Гурьев-Куйбышев диаметром 1020 мм и протяженностью около 1500 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 и др., в 1981-85 гг. - нефтепроводы Холмогоры-Пермь-Альметьевск-Клин, Кенкияк-Орск, Красноленинский-Шаим, Тюмень-Юргамыш и др.

На момент распада СССР общая протяженность сети магистральных нефтепроводов составляла свыше 70 тыс. км. Координацией и оптимизацией их работы занималось Главное управление по транспорту и поставкам нефти (Главтранснефть). В состав Главтрансиефти входили 16 управлений магистральными нефтепроводами, специализированное управление пусконаладочных работ, дирекция по строительству трубопроводов, экспедиционный отряд подводно-технических работ и другие подразделения.

Современное состояние

Современное состояние системы нефтепроводного транспорта России сложилось, с одной стороны, в ходе ее постепенного развития на протяжении последних 50 лет, а с другой, в результате разделения единой системы нефтеснабжения на национальные подсистемы при распаде СССР.

Первоначальный, достаточно длительный период, когда нефтепереработка была сосредоточена в районах добычи нефти, закончился в начале 60-х годов. Его итогами были, как правило, локальные сети нефтеснабжения Волго-Уральского региона, сформированные нефтепроводами диаметром до 500 мм и небольшой протяженности, а также первый экспортный нефтепровод «Дружба-I».

С момента открытия и начала разработки нефтяных месторождений Западной Сибири основной концепцией стало размещение нефтепереработки в местах массового потребления нефтепродуктов, отдаленных от мест добычи на тысячи километров. Такая стратегия потребовала сооружения сверхдальних нефтепроводов диаметром 1020... 1220 мм, которые в основном определяют нынешний облик нефтепроводного транспорта России и стран СНГ.

После распада СССР в остальных странах оказались локальные нефтепроводы, либо транзиты, обслуживающие Россию.

Современная сеть нефтепроводов России, по которым нефть различных месторождений поступает на отечественные НПЗ и на экспорт, составлена из трубопроводов следующих направлений (рис. 1):

- северо-западного направления (Альметьевск-Горький-Рязань-Москва; Горький-Ярославль-Кириши);

- «Дружба» (Куйбышев-Унеча-Мозырь-Брест; Мозырь-Броды-Ужгород; Унеча-Полоцк-Венспилс);

- западного направления (Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск; Нижневартовск-Курган-Куйбышев; Сургут-Горький-Полоцк);

- восточного направления (Александроское-Анжеро-Судженск-Красноярск-Иркутск);

- южного направления (Усть-Балык-Омск-Павлодар);

- юго-западного направления (Куйбышев-Лисичанск-Кременчуг-Херсон; Куйбышев-Тихорецк-Новороссийск; Тихорецк-Туапсе).

Управление российскими нефтепроводами осуществляет акционерная компания «Транснефть», образованная по Указу Президента РФ от 17.11.92 № 1403 и Постановлению Совета Министров РФ от 14.08.93 № 810. Совет директоров компании назначается Правительством РФ в составе: президент АК «Транснефть», три представителя государства (от Минтопэнерго, Госкомимущества и Госкомитета по антимонопольной политике) и три генеральных директора крупнейших предприятий нефтепроводного транспорта.

Рис. 1. Схема трубопроводов АК "Транснефть"

Функциями АК «Транснефть» являются: централизованное управление поставками, учет ресурсов нефти, ведение перекачки нефти по транзитным нефтепроводам, управление нештатными ситуациями, контроль технологической дисциплины и управление централизованными средствами.

В состав Компании входит 10 нефтепроводных предприятий:

Балтнефтепровод (г. С.-Петербург)

Верхне-Волжские МНП (г. Новгород)

Дружба (г. Брянск)

МНП Центральной Сибири (г. Томск)

Приволжские МНП (г. Самара)

Северные МНП (г. Ухта)

Северо-Западные МНП (г. Бугульма)

Сибнефтепровод (г. Тюмень)

Транссибирские МНП (г. Омск)

Уралсибнефтепровод (г. Уфа)

Черноморские МНП (г. Новороссийск),

институт по проектированию магистральных трубопроводов Гипротрубопровод, Центр технической диагностики, а также предприятия Подводтрубопроводстрой, Стройнефть и Связьнефть.

Нефтепроводные предприятия большинства государств, ставших независимыми после распада СССР, фактически продолжают координировать свою деятельность с Компанией.

По состоянию на 1 января 2000 г. АК «Транснефть» эксплуатирует 46,7 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 400 до 1220 мм, 393 нефтеперекачивающие станции, 867 резервуаров общей емкостью 12,7 млн. м^:!. Магистральные трубопроводы диаметром 800... 1220 мм составляют более половины протяженности трубопроводов системы и обеспечивают транспорт 97 % добываемой в России нефти. Средний диаметр нефтепроводов АК «Транснефть» составляет свыше 800 мм; средняя дальность перекачки равна 2300 км; 20 % действующих нефтепроводов базируется на месторождениях нефти в Западной Сибири.

Действующие нефтепроводы имеют достаточно солидный «возраст»: до 20 лет эксплуатируются 45,7 % из них, от 20 до 30 лет -29 %, свыше 30 лет - 25,3 %. В связи с этим актуальными являются вопросы их обслуживания и ремонта. Практически весь комплекс профилактических и ремонтно-восстановительных работ на всех объектах магистральных нефтепроводов Компания выполняет собственными силами и средствами. В состав нефтепроводных предприятий входят 190 аварийно-восстановительных пунктов, 71 ремонтно-восстановительная колонна для выполнения капитального ремонта линейной части, 9 центральных (региональных) баз производственного обслуживания и ремонта и 38 баз производственного обслуживания. Созданный в мае 1991 г. Центр технической диагностики к 1995 г. обеспечил диагностику 25 % магистральных нефтепроводов, что обеспечило их своевременный ремонт во избежание аварий.

В табл. 1 приведены сведения о крупнейших нефтепроводах в системе АК «Транснефть». Для сравнения в табл. 2 дана информация о крупнейших нефтепроводах в различных странах мира. Как видно из сравнения табл. 1 и 2, крупнейшие нефтепроводы мира сосредоточены, в основном, в нашей стране. А сама система нефтепроводов АК «Транснефть» является уникальной и не имеет аналогов в мире.

Перспективы развития нефтепроводного транспорта России связаны с осуществлением проектов транзита нефтей Тенгизского месторождения (Казахстан) к Черному морю, экспорта нефтей Республики Коми и Архангельской области через новый терминал на Финском заливе Балтийского моря, а также экспортом нефтей Восточной и Западной Сибири в Китай и другие страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР).

Первый из этих проектов реализуется Каспийским трубопроводным Консорциумом (КТК), учрежденным правительствами Казахстана, Султаната Оман и России.

В соответствии с достигнутым соглашением построен нефтепровод диаметром 1020 мм протяженностью 1580 км и нефтеналивной причал в районе Новороссийска. Вкладом России и Казахстана являются уже построенные участки нефтепровода, Оман финансирует новое строительство с привлечением кредитов.

Проектная пропускная способность нефтепровода и терминала 62 млн. т/год. Она соответствует максимальному развитию добычи в Западном Казахстане в ближайшие 20 лет с учетом подключения месторождений Карачаганак, Жоножол и добычи в Прикаспийских районах России.



Таблица 1 Крупнейшие нефтепроводы в системе АК "Транснефть"

Нефтепроводы	Диаметр	Длина, км	Год ввода в эксплуатацию
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	1500	1971
Уса-Ухта-Ярославль-Москва	720	1853	1975
Усть-Балык-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
Трансаляскинский	США	1220	1280
Сальяко-Байе-Бланка	Аргентина	356	630
Рио-де-Жанейро-Белу-Оризонти	Бразилия	457	370
Сикуко-Ковеньяс	Колумбия	307	534
Южноевропейский (порт Лаверт-Страсбург, Карлсруэ)	Западная Европа	864	772
Центрально-Европейский (Генуя-Феррары-Эгли, Уильям)	Западная Европа	660	1000
Южноиранский	Иран	305-762	600
Трансиракский	Ирак	920	550
Трансаравийский (первая нитка)	Саудовская Аравия	787	1200
Трансаравийский (вторая нитка)	н	1200	1210
Восточно-Аравийский	II	254-914	1620
Эджеле-Ла Скирра	Алжир	610	790

При минимальном объеме поставки 8,3 млн. т/год капитальные вложения окупятся за 9 лет.

Второй проект связан с обеспечением прямого выхода на экспорт более 10 совместных предприятий, добывающих нефть в Республике Коми и Архангельской области. Одновременно решается стратегическая задача формирования нового экспортного направления на Балтийском море.

На первом этапе предполагается использовать мощности нефтепровода Ярославль-Кириши и построить новый нефтепровод диаметром 720 мм, пропускной способностью 7 млн. т/год в район северного побережья Финского залива, используя на этом этапе морской терминал Котка и нефтеперерабатывающий завод в Порвоо (Финляндия).

На втором этапе предусматривается сооружение российского наливного причала в Приморске и строительство нового нефтепровода пропускной способностью 20 млн. т/год от г. Торжок (ответвление от действующего нефтепровода Сургут-Полоцк). Это обеспечит прямой выход нефти Республики Коми и Архангельской области на экспорт в Северную Европу.

Организационно весь проект предполагается оформить в виде консорциума с финансированием международными институтами под гарантии поставок нефти по данному направлению.

В рамках третьего проекта решается задача выхода на рынки сбыта нефти в Китае, Корее, Японии и других странах АТР. Трасса нового нефтепровода диаметром 900 мм и длиной 2400...2550 км будет начинаться в районе Иркутска, обогнет с юга озеро Байкал и пересечет территорию Монголии. 30 нефтеперекачивающих станций обеспечат транспортировку в Китай около 30 млн. т нефти в год.

2. Свойства нефти, влияющие на технологию ее транспорта

На технологию транспорта и хранения нефтей в той или иной мере влияют их физические свойства (плотность, вязкость), испаряемость пожаровзрывоопасность, электризация, токсичность.

Плотность нефтей при 20 °С колеблется в пределах от 760 до 940 кг/м^:! (табл. 3). С увеличением температуры она уменьшается по закону прямой (рис. 2). От правильного определения плотности нефти в резервуарах зависит точность ее учета, а в конечном счете -прибыль предприятия.

Рис. 2. Зависимость плотности нефти от температуры

Таблицы 3 Основные параметры нефтей России

Нефтеперерабатывающий район	Плотность при 20°С, кг/м3	Кинематическая вязкость при 20 "С, мм2/с	Температура застывания, °С	Содержание парафина, %
1	2	3	4	5
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	-54+3	0.5+8.3
Ставропольский	803+862	5.3+11.7	4+29	6.5+23.6

Для определения плотности в лабораторных условиях, как правило, пользуются ареометром (рис. 3). Он представляет собой стеклянный поплавок с проградуированной шкалой. С целью повышения точности измерений применяют набор ареометров под различные интервалы значений плотности.

Вязкость - один из важнейших параметров нефти. От нее зависит выбор технологии перекачки, энергозатраты на транспортировку нефти и др.

Для жидкости, заполняющей трубопровод диаметром Д и длиной L, условие равномерного движения под действием перепада давления АР имеет вид

где т - касательные напряжения на стенке.

Отсюда необходимый перепад давления для осуществления перекачки равен

т.е. прямо пропорционален величине касательных напряжений.

Рис. 3. Ареометр



Рис. 4. Зависимость напряжения сдвига от скорости для различных жидкостей: 1 - ньютоновских; 2 - пластичных (бингамовских); 3 - псевдопластичных; 4 - дилатантных

Характер изменения величины т в зависимости от градиента скорости сдвига 5=320/(яД^:|) в трубопроводе показан на рис. 4.

Как видно из рисунка, по характеру зависимости т от S (ее называют кривой течения) все типы жидкостей (в том числе и нефти) делятся на два класса: ньютоновские 1 и неньютоновские (пластичные 2, псевдопластичные 3 и дилатантные 4). Мы привыкли иметь дело с ньютоновскими жидкостями (вода, светлые нефтепродукты, маловязкие нефти и т.п.), для которых зависимость т от S имеет вид прямой линии, выходящей из начала координат. Тангенс угла наклона этой прямой, определяемый как отношение т/S, есть динамическая вязкость ц. Для ньютоновских жидкостей она не зависит от градиента скорости сдвига.

Применительно к неньютоновским жидкостям введено понятие эффективной динамической вязкости ц . Определяют ее следующим образом. Вычисляют градиент скорости сдвига S для условий перекачки (по заданным Д и Q), восстанавливают перпендикуляр до пересечения с соответствующей кривой течения, соединяют точку пересечения с началом координат и вычисляют величину т/S при данном градиенте скорости сдвига.

Делением ц (или ц_:р) на плотность жидкости р при данной температуре находят ее кинематическую v (или эффективную кинематическую v) вязкость. Все гидравлические расчеты обычно ведут с использованием этой величины.

Для ньютоновских жидкостей величина кинематической вязкости может быть определена непосредственно, например, с использованием капиллярного вискозиметра Пинкевича (рис. 5). Вискозиметр представляет собой U-образную стеклянную конструкцию, в которой колено А является измерительным, а колено Б - вспомогательным. Колено А состоит из капилляра 1 и двух расширений 2,3, а колено Б из трубки 4 с соском 5 и расширения 6. Вискозиметр заполняется исследуемой жидкостью под вакуумом, создаваемым с помощью резиновой груши, присоединяемой к соску 5. Затем, создавая той же грушей давление на свободную поверхность жидкости в расширении 6, заполняют расширения 2, 3. После этого вискозиметр готов к работе. Для определения кинематической вязкости с помощью секундомера измеряют время t, в течение которого свободно текущая жидкость опускается от сечения М, до сечения М₂, а затем это время умножают на величину K(g/g_n), где к-постоянная вискозиметра, определяемая на эталонной жидкости, см²/с²; g - ускорение силы тяжести в месте измерения вязкости (для Уфы g = 981,56 см/с²); g_n - нормальное ускорение силы тяжести, g_(i = 980,7 см/с².

Рис. 5. Капилярный вискозиметр Пинкевича: 1 - капилляр; 2,3 - расширения; 4 - трубка; 5 - сосок; 6 - расширение



Капиллярные вискозиметры Пинкевича выпускаются с различными диаметрами капилляра (мм): 0,4; 0,6; 0,8; 1,0; 1,2; 1,5; 2,0; 2,5; 3,0; 3,5; 4,0. Для определения кинематической вязкости нефти при заданной температуре выбирают вискозиметр с таким расчетом, чтобы время истечения нефти было не менее 15 с.

На рис. 6 приведены вискограммы нефтей различной вязкости. Как видно, зависимость v от Т имеет экспоненциальный характер.

Вязкость нефтей России при 20 °С 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, а 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 ниже).

Температура застывания имеет существенное значение для транспортирования нефти, так как по мере приближения к ней фактической температуры жидкости затрудняется или становится невозможным ее перемещение. Переход нефти из одного агрегатного состояния в другое совершается не при одной постоянной температуре, а в некотором интервале их значений. Поэтому температура застывания является условной величиной. Она зависит главным образом от химического состава нефти и от содержания в ней парафина и смол.

Температурой застывания нефти принято считать температуру, при которой нефть, налитая в пробирку стандартных размеров, остается неподвижной в течение одной минуты при наклоне пробирки под углом 45 °.

Температура застывания маловязких нефтей составляет до -25 °С и поэтому их можно транспортировать при температуре окружающей среды. С увеличением содержания парафина температура застывания увеличивается. Для нефтей полуострова Мангышлак она доходит до +30 °С. Их можно перекачивать только специальными методами.

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.

Рис. 6. Зависимость кинематической вязкости нефти 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. 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 "С 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 "С 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 "С; Т₂ = 300 - 450 "С; Т₃ = 200 - 300 "С; T_d = 135 -200 "С; Т, = 100-135 "С.

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 кВт.

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.

3. Классификация нефтепроводов

Трубопровод, предназначенный для перекачки нефтей, называется нефтепроводом.

По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние, местные и магистральные.

Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика. Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн, либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких десятков и даже сотен километров. К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.

В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса:

I класс - при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включительно;

II класс - от 500 до 1000 мм включительно;

III класс - от 300 до 500 мм включительно;

IV класс - менее 300 мм.

Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами.

Обычно нефтепроводы диаметром менее 700 мм относятся к IV категории, а диаметром 700 мм и более - к Ш-ей. Однако отдельные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях, могут иметь и более высокую категорию (I, II, В). Так, переходы нефтепроводов через водные преграды имеют категории В и I, переходы через болота различных типов - В, II и III, переходы под автомобильными и железными дорогами - I и III и т.д.

Поэтому толщина стенки магистральных нефтепроводов неодинакова по длине.

4. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода

Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений (рис. 7):

- подводящие трубопроводы;

- головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);

- конечный пункт;

- линейные сооружения.

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.

Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод.

Принципиальная технологическая схема головной НПС приведена на рис. 8. Она включает подпорную насосную 1, площадку фильтров и счетчиков 2, магистральную насосную 3, площадку регуляторов давления 4, площадку пуска скребков 5 и резервуарный парк 6. Нефть с промысла направляется на площадку 2, где сначала очищается в фильтрах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходомеры, служащие для оперативного контроля за ее количеством. Далее она направляется в резервуарный парк 6, где производится ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в трубопровод используются подпорная 1 и магистральная 3 насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков 2 (с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления 4 (с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода). Площадка 5 служит для запуска в нефтепровод очистных устройств - скребков.

Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.

Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50...200 км).



Рис. 7. Состав сооружения магистрального нефтепровода: 1 - подводящий трубопровод; 2 - головная нефтеперекачивающая станция; 3 - промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4 - конечный пукт; 5 - линейная часть; 6 - линейная задвижка; 7 - дюкер; 8 - надземный переход; 9 - переход под автодорогой; 10 - переход под железной дорогой; 11 - станция катодной защиты; 12 - дренажная установка; 13 - доля' обходчика; 14 - линия связи; 15 - вертолетная площадка; 16 - вдольтрассовая дорога

Рис. 8. 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



Рис. 9. Технологическая схема промежуточной перекачивающей станции: 1 - основная насосная; 2 - помещение с регулирующими клапанами; 3 - устройство приема и пуска скребка; 4 - площадка с фильтрами-грязеуловителями

Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС приведена на рис. 9. Она включает магистральную насосную 1, площадку регуляторов давления, площадку пуска и приема скребков 3, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями 4. Нефть, поступающая из магистрального трубопровода, сначала проходит через фильтры-грязеуловители, затем приобретает в насосах энергию, необходимую для дальнейшей перекачки, и после регулирования давления на площадке 2 закачивается в следующий участок магистрального нефтепровода.

Кроме технологических сооружений на головной и промежуточных НПС имеются механическая мастерская, понизительная электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения и водоотведения, подсобные и административные помещения и т.д.

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него «головной» НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка - «конечным пунктом» для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый.

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся: 1) собственно трубопровод (или линейная часть); 2) линейные задвижки; 3) средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки); 4) переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.); 5) линии связи; 6) линии электропередачи; 7) дома обходчиков; 8) вертолетные площадки; 9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.

Собственно трубопровод - основная составляющая магистрального нефтепровода - представляет собой трубы, сваренные в «нитку», оснащенные камерами приема и пуска, скребков, разделителей, диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы.

Минимальное заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть не менее (м):

- при обычных условиях прокладки 0,8

- на болотах, подлежащих осушению 1,1

- в песчаных барханах 1,0

- в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельхозмашин 0,6

- на пахотных и орошаемых землях 1,0

- при пересечении каналов 1,1

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

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

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

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

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

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

5. Трубы для магистральных нефтепроводов

Трубы магистральных нефтепроводов (а также нефтепродуктопроводов и газопроводов) изготавливают из стали, т.к. это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надежный материал.

По способу изготовления трубы для магистральных нефтепроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы применяют для трубопроводов диаметром до 529 мм, а сварные - при диаметрах 219 мм и выше.

Наружный диаметр и толщина стенки труб стандартизированы. В качестве примера в табл. 4 приведен сортамент наиболее распространенных электросварных труб.

Таблица 4 Сортамент электросварных труб для нефтепроводов

Диаметр, мм	Толщина стенки, мм
наружный	условный
219	200	4567	11 12
273	250	45678
325	300	45678
377	350	456789
426	400	456789
529	500	4 5 -6 7
630	600	8 9 10 4
720	700	5 6 7 8	11 12 14 11
820	800	9 10 6 7	12 14 16 11 12
920	900	8 9 10 7	14 16 11 12 14
1020	1000	8 9 10 8	16 18 11 12
1220	1200	9 10 9 10	14 16 18 20

Примечание. Трубы с толщиной стенок, указанной выше и правее ломаной линии, изготавливают только с продольным швом.

В связи с большим разнообразием климатических условий при строительстве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяют на две группы: в обычном и в северном исполнении. Трубы в обычном исполнении применяют для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и в южных районах страны (температура эксплуатации О "С и выше, температура строительства -40 "С и выше). Трубы в северном исполнении применяются при строительстве трубопроводов в северных районах страны (температура эксплуатации -20...-40 "С. температура строительства -60 °С). В соответствии с принятым исполнением труб выбирается марка стали.

Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают из углеродистых и низколегированных сталей.

Основными поставщиками труб большого диаметра (529... 1220 мм) для магистральных трубопроводов являются Челябинский трубопрокатный, Харцызский трубный, Новомосковский металлургический и Волжский трубный заводы.

6. Трубопроводная арматура

Трубопроводная арматура предназначена для управления потоками нефти, транспортируемыми по трубопроводам. По принципу действия арматура делится на три класса: запорная, регулирующая и предохранительная.

Запорная арматура (задвижки) служит для полного перекрытия сечения трубопровода, регулирующая (регуляторы давления) -для изменения давления или расхода перекачиваемой жидкости, предохранительная (обратные и предохранительные клапаны) - для защиты трубопроводов и оборудования при превышении допустимого давления, а также предотвращения обратных токов жидкости.

Задвижками называются запорные устройства, в которых проходное сечение перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти. Конструктивно (рис. 10) задвижка представляет собой цельный литой или сварной корпус, снабженный двумя патрубками для присоединения к трубопроводу (с помощью фланцев или сварки) и шпиндель, соединенный с запорным элементом и управляемый с помощью маховика или специального привода. Место выхода шпинделя из корпуса герметизируется с помощью сальникового уплотнения.

По конструкции уплотнительного затвора задвижки делятся на клиновые и параллельные.

На магистральных нефтепроводах задвижки оснащают электроприводом (рис. 11).

Регуляторами давления называются устройства, служащие для автоматического поддержания давления на требуемом уровне. В соответствии с тем, где поддерживается давление - до или после регулятора - различают регуляторы типа «до себя» и «после себя».



Рис. 10. Задвижка 30с64нж

Рис. 11. Задвижка стальная фланцевая с злекторприводом: 1 - коробка электрического включения; 2 - маховик ручного привода; 3 - редуктор; 4 - электродвигатель; 5 - шпиндель; 6 - крышка; 7 - корпус

Предохранительными клапанами называются устройства, предотвращающие повышение давления в трубопроводе сверх установленной величины. На нефтепроводах применяют мало- и полноподъемные предохранительные клапаны закрытого типа, работающие по принципу сброса части жидкости из места возникновения повышенного давления в специальный сборный коллектор (рис. 12).

Обратным клапаном называется устройство для предотвращения обратного движения среды в трубопроводе. При перекачке нефти применяют клапаны обратные поворотные - с затвором, вращающимся относительно горизонтальной оси (рис. 13).

Арматура магистральных нефтепроводов рассчитана на рабочее давление 6,4 МПа.

7. Средства защиты трубопроводов от коррозии

Трубопровод, уложенный в грунт, подвергается почвенной коррозии, а проходящий над землей - атмосферной. Оба вида коррозии протекают по электрохимическому механизму, т.е. с образованием на поверхности трубы анодных и катодных зон. Между ними протекает электрический ток, в результате чего в анодных зонах металл труб разрушается.

Для защиты трубопроводов от коррозии применяются пассивные и активные средства и методы. В качестве пассивного средства используются изоляционные покрытия, к активным методам относится электрохимическая защита.

Изоляционные покрытия

Изоляционные покрытия, применяемые на подземных магистральных трубопроводах, должны удовлетворять следующим основным требованиям:

- обладать высокими диэлектрическими свойствами;

- быть сплошными;

- обладать хорошей прилипаемостью к металлу трубопровода;

- быть водонепроницаемыми, механически прочными, эластичными и термостойкими.

Конструкция покрытий должна допускать возможность механизации их нанесения на трубы, а используемые материалы должны быть недорогими, недефицитными и долговечными.

Рис. 12. Клапан предохранительный СППКЗ-63 (Dy = 50... 150)

Рис. 13. Клапан обратный поворотный КОП - 75

В зависимости от используемых материалов различают покрытия на основе битумных мастик, полимерных липких лент, эпоксидных полимеров, каменноугольных пеков и др.

Наибольшее распространение в отрасли трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов получили покрытия на основе битумных мастик. Они представляют собой многослойную конструкцию, включающую грунтовку, мастику, армирующую и защитную обертки. Грунтовка представляет собой раствор битума в бензине. После ее нанесения бензин испаряется и на трубе остается тонкая пленка битума, заполнившего все микронеровности поверхности металла. Грунтовка служит для обеспечения более полного контакта, а, следовательно, лучшей прилипаемости основного изоляционного слоя - битумной мастики - к трубе. Битумная мастика представляет собой смесь тугоплавкого битума (изоляционного - БНИ-IV-S, БНИ-IV, БНИ-V или 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, масла осевого, автола). Каждый из компонентов мастики выполняет свою роль. Битум обеспечивает необходимое электросопротивление покрытия, наполнители - механическую прочность мастики, пластификаторы - ее эластичность. Битумную мастику наносят на трубу при температуре 150...180 °С. Расплавляя тонкую пленку битума, оставшуюся на трубе после испарения грунтовки, мастика проникает во все микронеровности поверхности металла, обеспечивая хорошую прилипаемость покрытия.

Битумная мастика может наноситься в один или два слоя. В последнем случае между слоями мастики для увеличения механической прочности покрытия наносят слой армирующей обертки из стеклохолста. Для защиты слоя битумной мастики от механических повреждений она покрывается сверху защитной оберткой (бризол, бикарул и др.).

В зависимости от количества и толщины слоев мастики различают битумные покрытия нормального типа (общей толщиной 4 мм) и усиленного типа (толщиной 6 мм). Покрытия усиленного типа применяются на трубопроводах диаметром 1020 мм и более, а также независимо от диаметра в следующих случаях:

- южнее 50-й параллели северной широты;

- в засоленных, заболоченных и поливных почвах любого района страны;

- на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги;

- на территориях перекачивающих станций;

- на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и щлака;

- на участках, где имеются блуждающие токи;

- на участках трубопроводов, прокладываемых параллельно рекам, каналам, озерам, а также вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий.

Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применяются при температуре транспортируемого продукта не более 40 "С. При более высоких температурах применяются полимерные изоляционные покрытия. Порошковые полиэтиленовые покрытия выдерживают температуру до 70 °С, эпоксидные - 80 "С, полиэтиленовые липкие ленты - 70 "С.

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 наиболее широко применяются покрытия на основе полимерных липких лент. Сначала на трубу наносится полимерная или битумно-полимерная грунтовка, затем полиэтиленовая или поливинилхлоридная изоляционная липкая лента (1-2 слоя) и защитная обертка. Толщина изоляционного покрытия нормального типа составляет 1,35...1,5 мм, а усиленного - 1,7 мм.

Полимерные покрытия обладают высоким электросопротивлением, очень технологичны (простота нанесения, удобство механизации работ), однако они легко уязвимы - острые выступы на поверхности металла или камушки легко прокалывают такую изоляцию, нарушая ее сплошность. С этой точки зрения они уступают покрытиям на основе битумных мастик, проколоть которые достаточно сложно. Но и битумные покрытия имеют недостатки: с течением времени они теряют эластичность, становятся хрупкими и отслаиваются от трубопровода.

Указанных недостатков лишено комбинированное изоляционное покрытие «Пластобит». 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 мм. В момент намотки полимерного слоя часть мастики выдавливается под нахлест, что обеспечивает получение герметичного покрытия.

Полимерный слой в конструкции покрытия «Пластобит» играет роль своеобразной «арматуры», которая обеспечивает 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.

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 строительных нормах и правилах 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.

Катодная защита

Принципиальная схема катодной защиты показана на рис. 14. Источником постоянного тока является станция катодной защиты 3, где с помощью выпрямителей переменный ток, поступающий от вдольтрассовой ЛЭП 1 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. 15) 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 почвенного 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.



Рис. 14. Принципиальная схема катодной защиты: 1 - ЛЭП; 2 - трансформаторный пункт; 3 - станция катодной защиты; 4 - защищаемый трубопровод; 5 - анодное заземление; 6 - кабель

Рис. 15. Механизм действия катодной защиты

Считается, что для защиты от коррозии подземных металлических трубопроводов необходимо, чтобы их потенциал был не более минус 0,85 В. Минимальный защитный потенциал должен поддерживаться на границе зон действия смежных станций катодной защиты (СКЗ).