По характеру линейной части трубопроводы различают на:

магистральные, которые могут быть однониточные простые (с одинаковым диаметром от головных сооружений до конечной ГРС) и телескопические (с различными диаметрами труб по трассе), а также многониточные, когда параллельно основной нитке проложены вторая, третья и последующие нитки;

кольцевые, сооружаемые вокруг крупных городов для увеличения надежности снабжения газом (нефтепродуктами) и равномерной подачи газа (нефтепродуктов).

Магистральными называют трубопроводы, по которым нефть, нефтепродукты, природные или искусственные газы (в газообразном или сжиженном состоянии), вода перекачиваются от мест добычи, переработки, забора (начальной точки трубопровода) к местам потребления (конечной точки).

В зависимости от вида транспортируемого продукта трубопроводы получают более узкое, характеризующее целевое назначение, название: газопровод, нефтепровод, нефтепродуктопровод, конденсатопровод, водопровод и т.д.

Начальная и конечная точки трубопровода обычно находятся в местах, где сосредоточены основные источники получения транспортируемого продукта и его потребители. [1]

Нефтепровод - трубопровод, предназначенный для перекачки не только нефти, но и нефтепродуктов. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют бензинопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и т.д.

По своему назначению нефтепроводы делятся на 3 группы:

внутренние (внутрипромысловые, внутризаводские и т.п.) - соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах;

местные - по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального нефтепровода или с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда;

магистральные - характеризуются большой протяженностью (до 1000 километров и более), поэтому перекачка нефти (нефтепродуктов) производится одной или несколькими насосными станциями, расположенными по трассе, непрерывно (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтом) [2].

Общая технологическая схема процесса транспортировки нефти по магистральному нефтепроводу.

Магистральный нефтепровод (МН) представляет собой единую гидравлическую систему, включающую в себя трубопровод большого диаметра, на трассе которого расположены нефтеперекачивающие (насосные) станции. Такой нефтепровод работает по технологической схеме "из насоса в насос". Технологический процесс транспортировки или последовательной перекачки нефти по магистральному нефтепроводу представляет собой последовательность действий с помощью оборудования на резервуарных парках (РП), нефтеперекачивающих станций (НПС) на линейных участках (ЛУ) и оборудования по преобразованию электрической энергии в поступательное движение нефти. Полезным продуктом здесь является доставка нефти с заданным качеством в конечную точку за определенный срок.

Процесс транспортировки нефти по нефтепроводу с законченным технологическим циклом состоит из подпроцессов: прием и последующее хранение в РП партии нефти; формирование новой партии и ее закачки в нефтепровод; перекачка и слежение за границей раздела партий нефти с заданным качеством. [3]

Магистральный нефтепровод представляет собой технологический объект и имеет комплекс средств автоматики местного диспетчерского пункта, разбитого на несколько систем, которые объединяет система общестанционной автоматики, осуществляющая централизованный контроль и охватывающая следующее технологическое оборудование: головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС); промежуточная нефтеперекачивающая станция (НПС); магистральная насосная станция (МНС); магистральные насосные агрегаты (МНА); подпорная насосная станция (ПНС); подпорные насосные агрегаты (ПНА); вспомогательная система (ВС); система регулирования давления (СРД); система энергоснабжения (СЭ); система катодной защиты (СКЗ); резервуарный парк (РП); узел учета нефти (УУ); устройство пуска - приема скребка (УППС); контролируемые пункты линейного участка (КП). Общая технологическая схема процесса перекачки нефти представлена на рисунке 1.

Ф - фильтр; Р - распределитель; РП - резервуарный парк; НПС - нефтеперекачивающая станция; ГНПС - головная нефтеперекачивающая станция; ПНС - подпорная насосная станция; МНА - магистральный насосный агрегат; ДЗ - дросселирующая заслонка; ЛУ - линейный участок.

Рис.1. Общая схема процесса перекачки нефти

В соответствии с технологической схемой перекачки нефти она подается по трем трубам через Ф, в которых задерживаются механические примеси. Затем этот поток может распределяться через Р с помощью секущих задвижек в РП и на ПНС. Здесь возможны четыре режима работы РП. Первый режим - "Транзит" когда резервуары не подключаются к потоку нефти. Второе - "с подключенной емкостью", когда параллельно основному потоку подключается резервуар (или группа резервуаров). Третий - "через емкость", когда закачка ведется в резервуар (группу резервуаров), а откачка осуществляется из этого резервуара (группы резервуаров). И наконец, четвертый режим позволяет закачивать нефть в один резервуар (группу резервуаров), а откачивать из другого резервуара (группы резервуаров).

Существующего давления на выходе РП не достаточно для работы МНА (при давлении на их входе меньше 5 атм. возникают явления, сопровождающиеся кавитацией, которые разрушают в течении 10-30 секунд области центробежного насоса), поэтому поток нефти на МНА направляется через ПНС.

Производительность одного МНА достигает значения 10 000 м³/ч, а создаваемый им напор до 20 атм. Поэтому включение нескольких МНА на НПС может привести к созданию такого избыточного давления, которое разрушит трубу. На этот случай предусмотрено устройство гашения избыточного давления, называемое дросселирующей заслонкой (ДЗ) и представляющее собой диск, расположенный внутри трубы.

После дросселирующей заслонки поток нефти направляется на ЛУ, представляющим собой длинную (до 200 км) трубу диаметром 150 - 1200 мм, на которой установлены секущие задвижки и лупингами (частями трубы, проложенными параллельно основной и использующихся в зонах с повышенным риском аварий). С помощью этих задвижек можно менять конфигурации ЛУ и перекрывать (отсекать) отдельные ее элементы, например, для запуска (пропуска) скребка.

Надо отметить, что для осуществления перекачки нефти по МН используется электрическая энергия. На рисунке 1 ее основные потоки показаны двойными стрелками.

В общем случае на рисунке 2 также представлена одна из схем последовательной перекачки нефти МН с законченным технологическим циклом.

Рис.2. Схема последовательной перекачки нефти МН

Здесь показано, что в состав ПНС входят три подпорных насосных агрегатов, а в состав НПС четыре магистральных насосных агрегатов.

На основании технологического процесса строится и вся система автоматизации МН (обще-станционная автоматика, автоматика насосного агрегата, автоматика вспомогательных систем и т.д.). Модель ТП транспортировки нефти распадается на несколько независимых моделей, соответствующих МН с законченным технологическим циклом, связанных между собой объемами поставок и откачки партий нефти. Данные модели в общем случае можно представить в виде трех автономных моделей РП, НПС и ЛУ, связанных между собой через уравнение баланса напоров.

МН как объект управления представляет собой сложную систему с перестраиваемой структурой и изменяющимися параметрами. Для управления МН традиционно сложилась система управления, включающая в себя следующие уровни: уровень управления агрегатами и устройствами, включающий системы управления насосными агрегатами, дросселирующими заслонками, вспомогательными системами, регуляторы смешения нефти на потоке, узлы учета и др. Управляющими переменными ТП транспортировки нефти являются команды на переключение технологического оборудования и уставки регулятора. Управляемыми переменными являются показатели качества нефти на выходе из РП, расход нефти, давления в заданных точках МН, напор, создаваемые НПС, ПНС и т.д.; уровень местного диспетчерского пункта (МДП). На этом уровне решаются задачи управления процессами в: магистральной НПС, включая процессы в подпорной насосной станции (ПНС), на линейном участке (ЛУ) и промежуточных резервуарах (Р); узле контроля качества нефти (КК) и резервуарном парке (РП) головной НПС; уровень районного диспетчерского пункта (РДП). Здесь решаются задачи управления режимами перекачки нефти по МН с законченным технологическим циклом, такими как: поддержание режима, переход с режима на режим, пуск и остановка нефтепровода, контроль за прохождением партий нефти, запуск и сопровождение скребка, расчет объемов нефти в РП, баланс по МН, а также задачи управления и координации работы МН с законченным технологическим циклом.

Для первого и второго уровней управления МН комплекс средств и систем управления можно представить в виде схемы на рисунке 3.

1 - система автоматизации головной нефтеперекачивающей станции (ГНПС);

2 - автоматическое управление;

3 - общестанционная автоматика;

4 - автоматика насосного агрегата (ПНА, МНА);

5 - автоматика вспомогательных систем для работы технологического оборудования и для поддержания рабочих условий;

6 - система линейной телемеханики, контролируемые пункты (ЛУ, СКЗ),

7 - система автоматики резервуарных парков, узлы учета, расчета качества носителя и т.п.

Рис.3. Схема управления магистрального нефтепровода

магистральный трубопровод нефтепровод транспортировка

Литература