Современные проблемы, пути их решения и нормативная база отрасли в период 2020-2010

Введение

Среди производственных комплексов, образующих экономическую структуру страны, топливно-энергетический комплекс (ТЭК) занимает особое место. Его более эффективное развитие является одной из узловых задач экономического роста страны, а соотношение в развитии национальной экономики и ТЭК в целом является одной из важнейших хозяйственных пропорций.

ТЭК относится к отраслям, формирующим инфраструктуру экономики и оказывающим огромное влияние на функционирование общественного производства, его отраслевое строение и территориальную организацию.

На этапе до 2030 г топливно-энергетический комплекс сохранит своё определяющее значение при решении важных стратегических задач развития страны.

Предмет работы трубопроводный транспорт углеводородного сырья, объектом исследования является научная литература по топливно-энергетическому комплексу.

Цель работы изучить современные проблемы, пути их решения и нормативную базу отрасли в период 2010-2020, это достигается путем решения следующих задач:

• изучить состояние и перспективы развития трубопроводного транспорта нефти России;
• проанализировать классификация нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов;
• изучить характеристику основных объектов НПС;
• выявить технологические схемы нефтеперекачивающих станций;
• исследовать состояние и перспективы развития газотранспортной системы России;
• изучить основные и вспомогательные сооружения магистральных газопроводов;
• обозначить значимость трубопроводного транспорта углеводородного сырья;
• изучить общую и энергетическую характеристику транспортных систем.

В данном исследовании используются следующие методы: изучение и анализ научной литературы, сравнение различных точек зрения, а так же ознакомление со статистическими данными и их анализ.

В ходе написания реферативной работы автор изучил фундаментальные научные исследования отечественных и зарубежных ученых по обозначенной теме.

Глава 1. Общие вопросы трубопроводного транспорта нефти

Состояние и перспективы развития трубопроводного транспорта нефти России

Современное состояние отечественной системы трубопроводного транспорта нефти во многом определяется условиями и особенностями ее развития на протяжении последних 60 лет. Первоначальный, достаточно длительный период, когда нефтепереработка была сосредоточена в районах добычи нефти, закончился в начале 60-х годов прошлого века. Его итогами были, как правило, локальные сети нефтеснабжения, сформированные нефтепроводами диаметрами до 500 мм и небольшой протяженностью, а также первое экспортное направление «Дружба-1».

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

До середины 1980-х годов (период максимума добычи нефти) система нефтепроводов вполне отвечала условиям функционирования нефтяной промышленности. Она полностью интегрировала нефтедобычу и нефтепереработку (лишь 4% добываемой нефти перевозилось железнодорожным транспортом), допускала широкий маневр потоками и обеспечивала, в этой связи, высокую надежность нефтеснабжения.

Однако, несмотря на полное интегрирование добычи и переработки через развитую систему нефтепроводов, в сфере управления они были полностью разделены [1].

Функции нефтедобывающей промышленности заканчивались поставкой сырья, а система нефтепроводного транспорта выполняла функцию транспортирующего и снабженческо-сбытового предприятия – монопольного покупателя и продавца нефти по фиксированным ценам.

С переходом к свободным ценам и отказом государства от функций управления производством роль и ответственность нефтепроводного транспорта изменилась. Распад СССР привел к разделению единой системы нефтеснабжения на национальные подсистемы. Фактически только Россия обладает теперь единой нефтепроводной системой, в остальных странах оказались локальные нефтепроводы, либо транзиты, обслуживающие Россию.

Управление российскими нефтепроводами осуществляет АК «Транснефть», функциями которой являются: централизованное управление поставками, учет ресурсов нефти, ведение режимов перекачки нефти по транспортным нефтепроводам, управление нештатными ситуациями, контроль технологической дисциплины и управление централизованными средствами.

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензинопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и т.д.

По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы:

• внутренние – 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 (МН) – характеризуются высокой пропускной способностью и большой протяженностью (сотни и тысячи километров), с диаметром трубопровода от 219 до 1220 мм.

Ориентировочные значения производительности и рабочее давление нефтепроводов, соответствующие их оптимальным параметрам представлены в табл. 1, из которой видно, что с ростом диаметра МН увеличивается его оптимальная производительность и снижается оптимальное рабочее давление;

Табл. 1 - Производительность и рабочее давление нефтепроводов (ВНТП 2-86)

Режим работы МН – непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтом). Перекачка, как правило, ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными вдоль трассы.

Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса и в зависимости от условного диаметра труб (в мм):

1. 1000 – 1200; 2. 500 – 1000; 3. 300 – 500; 4. менее 300.

Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.06-85 устанавливает для магистральных трубопроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик: на любом участке трубопро- вода (табл. 2) [1,].

Табл. 2 - Категории магистральных нефтепроводов

Приведенная классификация и категории трубопроводов определяют в основном требования, связанные с обеспечением прочности или неразру- шимости труб. В северной природно-климатической зоне все трубопрово- ды относятся к III категории.

Исходя из этих же требований, в СНиП 2.05.06-85 определены также и категории, к которым следует относить не только трубопровод в целом, но и отдельные его участки. Необходимость в такой классификации объясняется различием условий, в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности, и возможными последствиями в случае разрушения трубопровода на них. Отдельные участки нефтепроводов могут относиться к высшей категории В, I категории и ко II категории.

К высшей категории В относятся трубопроводные переходы через судоходные и несудоходные реки диаметром 1000 мм и более. К участкам 1 категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки, болота II и III типов, горные участки, вечномерзлые грунты. К участкам II категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки, болота II типа, косогорные участки, переходы под дорогами и т.д.

Прокладку трубопроводов можно осуществить одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов согласно СНиП 2.05.06-85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортировки нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата). В отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном коридоре нефтепроводов (нефте- продуктопроводов) и газопроводов.

В состав магистральных нефтепроводов (рис. 1) входят:

• линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т.п.; перекачивающие и тепловые станции;
• конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов нефтебазы и нефтесклады, на которых принимают поступающий по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.

Рис. 1 - Схема магистрального нефтепровода

В некоторых случаях в состав магистрального трубопровода входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть или газ от промыслов подается к головным сооружениям трубопровода.

Все объекты МН разделяют на две группы:

• Линейные сооружения (труба, переходы через искусственные и естественные препятствия, линейные задвижки, устройства приема – пуска скребка – через 300 км, линии связи, станции защиты от коррозии, дома обходчиков или пункты обогрева – через 30–40 км и т.д.);
• Насосные перекачивающие станции (НПС).

Основные элементы магистрального трубопровода, сваренные в непрерывную нитку трубы, представляют собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт, обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне[2, c. 348]. .

Для магистральных трубопроводов применяют цельнонатянутые или сварные трубы диаметром 300–1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое достигает 10 МПа.

Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.

На пересечении крупных рек нефтепроводы утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода то- го же диаметра. На пересечении железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100–200 мм больше диаметра трубопровода.

Потребности населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов и газопроводов, в нефтепродуктах и газе удовлетворяются прокладкой отводов или ответвлений из труб сравнительно малого диаметра, по которым часть нефтепродуктов (периодически) и газа (непрерывно) отводится в эти населенные пункты.

В зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны или задвижки (с интервалом 10–30 км) для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе имеются свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское значение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления.

Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты на расстоянии 10–20 км друг от друга, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода.

Перекачивающие (насосные) станции располагаются на нефтепроводах с интервалом 50–150 км (для сравнения – на газопроводах с интервалом 100–200 км), которые оборудованы центробежными насосами с электроприводом.

Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная насосная станция (ГНС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел, разбросанный на большой территории.

Основным оборудованием таких НПС являются насосно-перекачивающие агрегаты (НПА), в состав которых входят центробежные насосы (чаще всего типа НМ) и электрические двигатели (синхронные или асинхронные).

ГНС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода, узлов учета. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая напряжение подаваемого на линию электропередач (ЛЭП) со 110 или 35 до 6 кВ, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.п.

Для повышения надежности работы МН, через каждые 400-600 км трассы, резервуарами оборудуются промежуточные НПС. В этом случае емкость резервуарных парков колеблется от 0,3 до 0,5 суточных производительностей МН и может достигать 1,0–1,5 суточных производительностей, если НПС расположены в точках разветвления МН или на границах объединений[2, c. 341].

НПС с резервуарными парками, помимо основных (магистральных) НПА, оборудуются еще подпорными агрегатами (чаще типа НПВ). Участки нефтепровода между НПС с резервуарными парками получили название эксплуатационных участков, которые между собой могут соединяться с использованием следующих систем:

• «из резервуара в резервуар» – нефть на НПС принимается в один резервуар (или группу резервуаров), а откачивается из другого;
• «с подключенным резервуаром» – основной поток нефти идет на вход в НПА, минуя резервуары и лишь относительно небольшая часть направляется на хранение или забирается подпорными насосами из резервуаров;
• «из насоса в насос».

Если длина нефтепровода превышает 800 км, его обычно также разбивают на эксплуатационные участки длиной 400–800 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования.

В настоящее время общепринятой считается система перекачки нефти

«из насоса в насос», т.к. большая часть НПС сооружена без резервуарных парков.

Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты, иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют подогреватели паровые или огневые (печи). Для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.

Конечный пункт нефтепровода – либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.

Действующая в настоящее время сеть нефтепроводов лидирует среди всех видов транспорта по производительности, грузообороту, дальности доставки и себестоимости перекачки углеводородного сырья.

По трубопроводам в России транспортируется более 98% добываемой нефти. В общем грузообороте всех видов транспорта трубопроводный составляет более 35% и занимает второе место после железных дорог.

Достоинство его в том, что по техническому уровню отечественные трубопроводы не уступают мировым образцам.

Создание уникальной системы нефтепроводов из Западной Сибири в различные районы России началось с первого трубопровода Шаим – Тюмень диаметром 530 мм, протяженностью 410 км, введенного в эксплуатацию в 1965 г.

За 30-летний период в Западной Сибири построено 34 нефтепровода. Начиная с 1970-х годов нефтепроводы в основном сооружаются диаметром 1020 и 1220 мм.

Тюменская нефть подается потребителям по трем направлениям:

• западному – на Пермь, Нижний Новгород, Москву и далее в страны;
• ближнего и дальнего зарубежья;
• юго-западному – на Самару, Лисичанск, Новороссийск;
• южному – на Омск, Павлодар, и далее в Среднеазиатские государства.

Также частично тюменская нефть подается и на восток для переработки на заводах Томска, Ачинска и др. города Сибири. За короткий период в Западной Сибири построено около 70 тыс. км. внутри- и межпромысловых нефтепроводов, создана сеть магистральных нефтепроводов, способная перекачивать более 500 млн. т нефти в год.

Однако, начиная с 1988 года, началось падение добычи нефти.

Основная программа строительства трубопроводов приходится на 1970-е годы и на начало 1980-х. Стройками века считали нефтепроводы Усть - Балык Альметьевск, Нижневартовск-Куйбышев, Сургут-Полоцк, Холмогоры - Клин и др.

Интенсивное строительство и эксплуатация нефтепроводов и других инженерных сооружений на грунтах Западной Сибири позволили накопить обширный материал и множество разнородных факторов, свидетельствующих о взаимном влиянии природной среды и системы трубопроводов.

Затраты на строительство линейной части магистральных нефтепроводов достигают 80% от общего объёма капитальных вложений. Чем больше диаметр труб, тем больше доля стоимости труб в общей стоимости линейной части. С увеличением диаметра труб уменьшаются удельные затраты на перекачку нефти. Примерно 20 % капитальных вложений приходится на НПС.

1.2. Классификация нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов

Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции.

Насосные станции магистральных нефтепроводов располагаются по трассам магистралей примерно через каждые 100–150 км и предназначаются для сообщения перекачиваемой нефти энергии в виде напора, который впоследствии расходуется на преодоление потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.

Насосные станции данного вида не являются самостоятельными технологическими объектами, а входят в состав других более крупных технологических образований.

Такие образования для краткости также часто называю «насосными станциями», но назначение их более широкое: они помимо перекачивающих агрегатов (насосов и приводящих их двигателей) содержат ряд дополнительных объектов, обеспечивающих транспорту нефти требуемый уровень надежности, технической и экологической безопасности [3, c. 13].

На магистральных нефтепроводах встречается три разновидности нефтеперекачивающих станций (НПС):

• головные нефтеперекачивающие станции или ГНПС;
• промежуточные нефтеперекачивающие станции или ПНПС;
• конечные пункты магистральных нефтепроводов – КП.

Головные нефтеперекачивающие станции (ГНПС) в свою очередь, под- разделяются на ГНПС магистрального нефтепровода и ГНПС эксплуатационного участка нефтепровода.

ГНПС магистральных нефтепроводов располагаются в самом начале магистралей и служат для приема нефти с нефтяных промыслов и подачи ее в магистральные трубопроводы. Неотъемлемым объектом станций этого вида является резервуарный парк.

Промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС) размещаются по трассе нефтепровода через каждые 100-150 км и служат для возобновления энергии транспортируемого потока, сообщая ему напор, необходимый для преодоления гидравлического сопротивления следующего участка трубопровода, лежащего между данной ПНПС и последующей станцией.

На нефтепроводах достаточно большей протяженности (800 км и более) управление процессами перекачки заметно усложняется. Поэтому для облегчения управляемости перекачкой, а также для локализации возможных опасных возмущений потока (гидроудары и т.п.), протяженные магистрали разбиваются на отдельные участки длиной 400–600 км.

В голове каждого такого участка устанавливается нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком – ГНПС эксплуатационного участка. В результате нефтепроводы большой протяженности как бы разбиваются на несколько последовательно соединенных самостоятельных нефтепроводов малой протяженности.

Управление подобными «нефтепроводами» (эксплуатационными участками) на- много упрощается, а любые гидродинамические возмущения потока гасятся в резервуарных парках ГНПС соседних эксплуатационных участков.

ГНПС эксплуатационных участков нефтепровода в основном предназначены для гидродинамического разобщения магистралей на относительно небольшие участки (400–600 км) с целью облегчить управление перекачкой и локализации гидродинамических возмущений потока (гидроударов) в пределах данных участков.

Эта функция подобных НПС выполняется за счёт размещения на них резервуарных парков.

Конечные пункты (КП) нефтепроводов находятся в конце магистралей, служат для приема нефти из трубопроводов и подачи ее либо на нефтеперерабатывающие заводы, либо на другие виды транспорта, тогда - в другие нефтепроводы.

Основными элементами НПС являются насосные агрегаты, резервуары, системы подводящих и распределительных трубопроводов, узлы учета, устройства приема и пуска очистных устройств и поточных средств диагностики, а также системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, водоснабжения, автоматики, телемеханики и т.п.

Технологические схемы ГНПС нефтепровода и ГНПС эксплуатационных участков практически аналогичны, но имеют отличия.

1.3. Характеристика основных объектов НПС

Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно подразделить на две группы: первую – объекты основного (технологического) назначения и вторую – объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К основным объектам относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учета нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами: камеры пуска и приема очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой [3, c. 16].

К вспомогательным объектам относятся:

• понижающая электроподстанция с распределительными устройствами;
• комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции;
• комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков;
• котельная с тепловыми сетями;
• инженерно-лабораторный корпус;
• пожарное депо;
• узел связи;
• механические мастерские;
• мастерские ремонта и наладки контрольно-измерительных приборов (КИП): гараж: складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции:

• прием и учет нефти;
• краткосрочное хранение нефти в резервуарах;
• внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар);
• закачка нефти в магистральный трубопровод;
• пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств.

На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения дальней- шей ее перекачки.

При работе ПНПС в режиме «из насоса в насос» (т.е. режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются.

На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на эксплуатационные участки с протяженностью 400–600 км, состоящие из 3–5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме «из насоса в насос», и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом.

В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.

Для снижения затрат на сооружение HIIC используется метод блочно- комплектного или блочно-модульного их исполнения.

Главное преимущество этого метода достигается тем. что на территории станций практически отсутствуют сооружения из кирпича, бетона или железобетона. Все оборудование станции, включая автоматику, входит в состав функциональных блоков, монтируется и испытывается на заводе, затем в транспортабельном виде доставляется на строительную площадку.

При этом блочномодульные НПС могут быть открытого типа, т.е. насосные агрегаты вместе со всеми вспомогательными системами могут размещаться под навесом на открытом воздухе. От воздействия погодных условий насосные агрегаты защищаются индивидуальными металлическими кожухами с автономными системами вентиляции и подогрева.

Такие станции работают при температуре окружающего воздуха от -40 до +50 °С. При капитальном ремонте предусматривается замена всего блок-бокса в сборе.

1.4. Технологические схемы нефтеперекачивающих станций

Технологической схемой НПС представляется принципиальная схема работы НПС в виде системы внутристанционных коммуникаций (трубопроводов) с установленным на них основным и вспомогательным оборудованием, а также с указанием диаметров и направлений потоков [4, c. 58].

Основными элементами на технологической схеме НПС, являются:

• система обвязки (соединение трубопроводных коммуникаций) НПС. отражающая принятую технологическую схему перекачки;
• а обвязки резервуарного парка (если таковой имеется); схема обвязки подпорных (если они имеются) и основных насосов;
• узлы технологических задвижек (манифольды):
• размещение технологического оборудования (фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, улавливания и сбора утечек, дренажа и т.д.):
• узлы учета нефти (если таковые имеются);
• узлы приема и ввода в трубопровод очистных и диагностических устройств;
• предохранительные клапаны.

Глава 2. Общие вопросы трубопроводного транспорта газа

2.1. Состояние и перспективы развития газотранспортной системы России

Отечественная газовая промышленность работает достаточно устойчиво, осуществляя поставки газа, как к внутренним потребителям, так и на экспорт. Уже сегодня доля природного газа в общем объеме производства первичных энергоресурсов составляет около 50%. Начальные потенциальные ресурсы газа в России оцениваются в 235,6 трлн. м3, а доказанные его запасы составляют 49,2 трлн. м3.

Свыше 93% всего объема добываемого в стране газа и практически весь его транспорт обеспечивает РАО «Газпром». Это – крупнейшая газовая компания, доля которой в общей мировой добыче составляет 22%.

РАО «Газпром» было учреждено в феврале 1993 г. в соответствии со специальными нормативными актами Президента и Правительства Российской Федерации.

Газпром представляет собой организационную структуру 38 предприятий, расположенных в различных регионах страны. Эти предприятия обеспечивают бурение скважин, добычу, переработку и транспорт до потребителей природного газа, конденсата и нефти. Численность персонала предприятий РАО Газпром и его дочерних акционерных обществ насчитывает 330 тыс. человек.

В ведении Газпрома находятся около 100 крупнейших месторождений природного газа с суммарными доказанными запасами около 38 трлн. м3; что составляет 77% общероссийских запасов. Из них 68 месторождений с запасами 17,9 трлн. м3 находятся в разработке.

В новых экономических условиях динамика добычи российского газа будет определяться не столько добычными возможностями, сколько потребностями в нем на энергетическом рынке.

По экспертными оценкам, потребление природного газа в Западной Европе в ближайшие 10-15 лет может возрасти на 260-290 млрд. м3, что во многом связано с усилением природоохранных требований и очевидными его экологическими преимуществами по сравнению с другими видами топлива.

Российский экспорт газа может увеличиться до 230-235 млрд.м3.

РАО Газпром, располагающее надежной ресурсной базой, широко разветвленной сетью магистральных газопроводов общей протяженностью свыше 141 тыс. км, мощным научно-техническим потенциалом, способно гибко реагировать на ожидаемый рост спроса на газ на мировом рынке, внести серьезный вклад в решение проблемы энергоснабжения Европейского континента [4, c. 53].

Удовлетворение растущего спроса на газ будет обеспечиваться за счет наращивания мощностей на ряде действующих и вводе в разработку новых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири. Дальнейший рост газодобычи связан с освоением газовых ресурсов полуострова Ямал. Доказанные запасы газа позволяют обеспечить здесь годовую добычу порядка 180-200 трлн. м3.

Удовлетворение прогнозируемого увеличения спроса на газ гарантируется также за счет освоения месторождений в шельфовой зоне северных морей страны. Здесь первоочередными объектами являются Штокмановское месторождение в Баренцевом море и Русановское в Карском море.

Несмотря на повышение транспортных затрат природный газ продолжает оставаться значительно дешевле для потребителя по сравнению с нефтью или углем, принимая в расчет уровень теплоотдачи.

В рамках долгосрочной политики внимание акцентируется на меры по сбережению энергии, которые, однако, не позволят сэкономить существенный капитал за короткий и средний периоды времени по сравнению с объемами газа, который может быть добыт при разработке новых месторождений. Западные экономисты, обсуждая низкие данные использования энергии

России, имеют тенденции забывать о том, что значительно дешев- ле, быстрее и легче разработать новый источник энергии, чем улучшить эксплуатацию существующего, хотя бы только из-за размеров запасов в России. Объем запасов газа, как подтвержденных, так и предполагаемых, при сегодняшних темпах добычи, будет достаточен на протяжении пред- стоящих 80 лет.

Единственным значительным источником нового поступления газа на протяжении последующих 15 лет будет являться Западная Сибирь с запасами порядка 40000 млрд. м3. Газпром надеется повысить уровень добычи до 750 млрд. м3 , разрабатывая Западно-Таркосалинское, Заполярное и Ямсовейское месторождения, и некоторые из 25 месторождений п-ова Ямал, включая гигантское Бованенковское месторождение.

В ближайшем будущем Газпром столкнется с повышением затрат на обновление системы газопроводов.

Существует распространенное мнение, что необходимо вложить крупные суммы на модернизацию существующей системы газопроводов, которая устарела и износилась.

Мнение подкрепляется частыми авариями, но обычно забывают о размерах сети и о факте, что, если принять во внимание масштабы структуры, количество аварий на тысячу не превышает среднего. Эти случаи имеют подобный резонанс в связи с тем, что диаметр труб составляет 1,42 м, поэтому по линиям проходит значительно больший объем газа, чем по газопроводам в других странах.

Учитывая, что большинство экспортных газопроводов с большой протяженностью относительно современны, построены в основном после 1975 г. и состоят из западных труб (Германии и Японии) или российских труб с более толстыми стенами до 18 мм, в большинстве случаев коррозия еще не стала основной проблемой, кроме регионов с повышенной соленостью почвы.

Западная Сибирь является крупнейшим в мире газодобывающим районом, дающим около 600 млрд. м3 в год, что составляет почти 90% общего объема добычи России. Природный газ с месторождений Севера Тюменской области транспортируется по уникальной системе магистральных газопроводов в промышленные районы Урала и европейской части России, на экспорт в зарубежные страны.

Характерной особенностью газотранспортной системы Западной Сибири является прокладка газопроводов в сравнительно узких «энергетических коридорах», где в непосредственной близости друг от друга проходит до 9–10 ниток газопроводов большого диаметра.

Это диктует необходимость сооружения крупных многоцеховых компрессорных станций в условиях постоянного наращивания мощностей, динамического развития всей сложной системы транспорта газа.

Средние эксплуатационные значения КПД компрессорных станций в Тюменской области на уровне 20% обуславливают большие затраты на их эксплуатацию [5, c. 153].

Основную долю издержек по объединению составляют амортизационные отчисления (75%). Следующие по значимости издержки

• затраты на топливно-энергетические и материально-технические ресурсы, включая потери газа – до 14% по объединению и до 42% по отдельной компрессорной станции.

Это та сумма издержек, на которую в процессе эксплуатации может влиять персонал компрессорной станции (КС), проводя ряд мероприятий по экономии энергии, поддерживая оптимальный режим работы всего комплекса оборудования КС.

По сравнению с зарубежными трубопроводами трубопроводы Тюменской области имеют больший диаметр (почти в 1,5 раза), что в значительной степени усложняет ремонтно-восстановительные работы и увеличивает наносимый ущерб, кроме того, они проходят через необжитые районы, длиной около 3 тыс. км, не имеющих развитой транспортной сети.

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.

Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному и пред- назначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

Магистральные газопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06-85, в зависимости от рабочего давления, подразделяются на два класса: I – 2,5-10 МПа; II – 1,2-2,5 МПа.

Пропускная способность действующих однониточных магистральных газопроводов зависит от их диаметра и составляет 10-50 млрд. м3 газа в год.

Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам – в техническом коридоре, под которым согласно СНиП 2.05.06-85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортировки нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата).

В отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.

Трубопроводы классифицируются по роду транспортируемого вещества, материалу трубы, рабочим параметрам, степени агрессивности среды, месту расположения, категориям и группам.

По роду транспортируемого вещества трубопроводы подразделяются на газопроводы, паропроводы, водопроводы, конденсатопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, щелочепроводы, а также специального назначения (с обогревом, вакуум проводы) и другие.

По материалу различают трубопроводы:

• стальные (изготовленные из углеродистой, легированной и высоко легированной стали);
• из цветных металлов и их сплавов (медные, латунные, титановые, свинцовые, алюминиевые);
• чугунные, неметаллические (полиэтиленовые, винипластовые, фторопластовые и стеклянные);
• футерованные (резиной, полиэтиленом, фторопластом), эмалированные, биметаллические и другие.

По условному давлению транспортируемого вещества трубопроводы разделяют на вакуумные, работающие при давлении ниже 0,1 МПа, низкого давления, работающие при давлении до 10 МПа, высокого (более 10 МПа) и безнапорные, работающие без избыточного давления.

По температуре транспортируемого вещества трубопроводы под- разделяются на холодные (температура ниже 0оС), нормальные (от 1о до 45оС) и горячие (от 46оС и выше).

По степени агрессивности транспортируемого вещества различают трубопроводы для неагрессивных, мало агрессивных, средне агрессивных сред.

Стойкость металла в коррозионных средах оценивают скоростью проникновения коррозии – глубиной коррозионного разрушения металла в единицу времени (мм/год). К неагрессивной и мало агрессивной средам относят вещества, вызывающие коррозию стенки трубы, скорость которой менее 0,1 мм/год, средне агрессивной – в пределах от 0,1 до 0,5 мм/год и агрессивной – более 0,5 мм/год.

Для трубопроводов, транспортирующих неагрессивные и мало агрессивные вещества, обычно применяют трубы из:

• углеродистой стали;
• транспортирующих средне агрессивные вещества – из углеродистой стали с повышенной толщиной стенки (с учетом прибавки на коррозию);
• из легированной стали, неметаллических материалов, футерованные;
• транспортирующих высоко агрессивные вещества – только из высоко легированных сталей, биметаллические;
• из цветных металлов, неметаллические и футерованные [5, c. 156].

По месторасположению трубопроводы бывают внутрицеховые, соединяющие отдельные аппараты и машины в пределах одной технической установки или цеха и размещаемые внутри здания или на открытой площадке, и межцеховые, соединяющие отдельные технологические установки, аппараты емкости, находящиеся в разных цехах.

2.2. Основные и вспомогательные сооружения магистральных газопроводов

В состав магистральных газопроводов входят:

• линейные сооружения, представляющие собой собственно
• трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т.п.; компрессорные станции;
• конечные пункты конденсатопроводов и газораспределительные станции (ГРС), из которых принимают поступающие по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.

В некоторых случаях в состав магистрального трубопровода входят и подводящие трубопроводы, по которым конденсат или газ от промыслов подается к головным сооружениям.

Основные элементы магистрального газопровода – сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод.

Как правило, их заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуются особыми геологическими условиями или необходимостью поддержанию температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне.

Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300-1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением, которое достигает 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.

На пересечении крупных рек газопроводы (а в некоторых случаях и конденсатопроводы) утяжеляют грузами или сплошными бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра.

На пересечении железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 200 мм больше диаметра основного. Для удовлетворения потребностей в нефтепродуктах и газе населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов и газопроводов, от них прокладывают отводы или ответвления из труб сравнительно малого диаметра, по которым газ непрерывно отводится в эти населенные пункты [6, c. 48].

С интервалом 10-30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны или задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе имеются свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигнала телеизмерения и телеуправления. Располагаемые на трассе станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением противокоррозионному изоляционному покрытию.

На расстоянии 10-20 км друг от друга вдоль трассы размещены усадьбы линейных обходчиков, в обязанность которых входит наблюдение за исправностью своего участка и устройствами электрической защиты трубопровода от коррозии.

Перекачивающие компрессорные станции располагаются на конденсатопроводах с интервалом 50-150 км и на газопроводах с интервалом 100-200 км. В начале конденсатопровода находится головная насосная станция (НС).

Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплект вспомогательных сооружений: трансформаторная под- станция, снижающая напряжение подаваемого на линию электропередачи (ЛЭП) со 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также система водоснабжения, канализации, охлаждения и т.п.

Компрессорные станции (КС) газопроводов оборудуют поршневыми или центробежными компрессорами с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, газовых турбин и электродвигателей.

Мощность одного агрегата в настоящее время достигает 25 МВт. Обычно центробежные нагнетатели работают группами по два или по три последовательно, и несколько групп могут быть включены на параллельную работу. Подача одного агрегата может достигать 50 млн. м3/сутки, а давление на выходе станции – 10 МПа. При высоком пластовом давлении газа в первый период эксплуатации месторождения газопровод может работать без головной КС.

На всех КС газ очищается в пылеуловителях от механических примесей. Кроме того, на головной станции возможны осушка газа, очистка от сероводорода и углекислого газа и одоризация природного газа. КС, также как и насосные, имеют вспомогательные сооружения: котельные, системы охлаждения, электроснабжения и др.

Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям и контрольно-распределительным пунктам, где его очищают от механических примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем, снижают давление и одорируют (если это не было выполнено на головных сооружениях газопровода) перед подачей к потребителю.

Вблизи конечного участка магистрального газопровода у потребителя создаются подземные хранилища газа, предназначенные для регулирования сезонных и суточных неравномерностей газопотребления.

Существующее состояние трубопроводного транспорта природного газа и оценка перспектив его дальнейшего развития показывает, что газотурбинный вид привода центробежных нагнетателей на компрессорных станциях в настоящее время и на ближайшую перспективу останется одним из основных видов энергопривода КС [6, c. 49].

Относительная доля установленной мощности газотурбинного привода на КС в системе ОАО «Газпром» составляет в настоящее время около 87%, электропривода около 12% и поршневого менее 1%.

Глава 3. Значимость трубопроводного транспорта углеводородного сырья

3.1. Общая и энергетическая характеристика транспортных систем

Транспортирование различных видов продукции, включая углеводородное сырьё (УВС), представляет важную составляющую в промышленно-производственных структурах многих стран как в технико-экономических, так и в энергетических аспектах, существенно определяющих целесообразность применения отдельных транспортных систем для конкретных целей.

Россия является единственной индустриально развитой страной, полностью обеспеченной собственными топливно-энергетическими ресурсами: нефтью, газом, углём и пр. Однако размещение основных природных ресурсов по территории страны далеко не равномерно.

Основные запасы нефти, газа и угля расположены в восточных районах страны. Запасы топливно-энергетических ресурсов в европейских районах страны и на Урале, где сосредоточена основная часть населения, производственных фондов и потребителей топлива и ограничены и ограничены или имеют неблагоприятные технико-экономические показатели добычи.

В этих условиях развитие топливно-энергетического комплекса и экономики страны в целом определяется развитием и совершенствованием транспорта топливных ресурсов. Перемещение топлива составляет около 40% всей работы транспортной системы страны. Удельный вес транспортных издержек в стоимости топлива у потребителей в отдельных случаях достигает весьма высоких значений [7, c. 147].

В топливно-энергетическом балансе страны нефть и газ составляют около 70%.

Трубопроводный транспорт нефти достигает в России более 90% общего объёма её транспортирования, а газа – практически 100%.

Важными характеристиками любых транспортных систем являются их структура и расход энергоносителей на преодоление сил сопротивления, которые зависят от вида транспортного средства, скорости перемещения транспортируемой продукции, типа двигателя, коэффициента полезного использования подведенной первичной энергии, вид используемого конечного энергоносителя и др.

Первичные энергоносители – нефть, газ, уголь, гидроресурсы, биомасса и др. – измеряются в единицах массы или объёма: т, м3

Основными вторичными энергоносителям являются электричество, тепло и топливо.

B настоящее время употребляются следующие единицы вторичной (конечной) энергии и мощности:

• Электрическая энергия – киловатт • час, кВт • ч Электрическая мощность – киловатт, кВт
• Тепловая энергия и топливо прямого использования – джоуль (Дж, J),

калория (кал.)

• Тепловая мощность – кВт, Вт, ккал/час

Для топлива прямого использования, как конечного энергоносителя, используются единицы тепловой энергии и мощности.

1 Дж = 0,239 кал = 0,278 • 10-6 кВт • ч

1 ккал = 4184 Дж = 1,163 • 10-3 кВт • ч 1 кВт • ч = 3,6 • 106Дж = 860 ккал

1 тыс. кВт • ч = 0,86 Гкал

Для сравнительной оценки энергетическая ценность первичных энергоносителей может выражаться в единицах вторичной энергии (электричества, тепла или топлива) или в единицах специальных эквивалентов — условном топливе (Россия, СНГ) или нефтяном эквиваленте (США, ОЭСР)

1 т условного топлива (угольный эквивалент)соответствует 7 • 106 ккал

1 т нефтяного эквивалента соответствует 10 • 106 ккал 1т у.т. = 7 млн ккал = 29,31 млн кДж

1т н.э. = 10 млн ккал = 41,9 млн кДж 1000 м3 газа = 1,14 т у.т. = 0,8 т н.э.

1 т нефти – 1,46 т у.т.

В случае приведения электрической энергии гидравлических и атомных электростанций к условному эквиваленту пользуются либо методикой ООН – вычисление физического эквивалента:

1 кВт • ч = 0,125 кг у.т.,

либо методикой МИРЭК, исходящей из замещения гидравлической и атомной энергии энергией вытесняемых тепловых электростанций (техни- ческий эквивалент):

1 кВт • ч = 312 кг у.т.

В конкретных энергосистемах и на электростанциях при использова- нии тепловой и электрической энергии пользуются отчетными материала- ми по удельным расходам топлива [7, c. 153].

При отсутствии этих данных расчеты ведутся приближенно при следующих значениях удельных расходов топлива соответственно по электроэнергии 320 г у.т./кВт • ч и по тепловой энергии 170 кг у.т./Гкал .

Для сравнительной наглядности в научно-популярной литературе показатели расхода энергии условного топлива в граммах на один тоннокилометр некоторых технических и биологических транспортных систем приведены ниже:

• Речные и морские суда 1
• Трубопроводный транспорт нефти 1
• Железная дорога 10
• Трубопроводный транспорт газа 50
• Автомобили 200
• Авиация 1000
• Человек 100
• Веломобиль 10
• Пчела 2000

Следует отметить, что сравнительно высокая энергоёмкость газопро- водного транспорта по отношению к некоторым другим видам транспорта обусловлена следующими особенностями физического процесса передачи газа по трубопроводам большой протяженности:

• низкая плотность газовой среды вынуждает осуществлять передачу значительных объемов газа по трубопроводам при сравнительно высоких скоростях, вследствие чего возрастающие пропорционально квадрату скорости затраты энергии на перемещение единицы массы газа гораздо выше, чем например при течении жидкости (нефти) по трубам, несмотря на ее несопоставимо более высокую вязкость;
• периодическое повышение давления газа путём его сжатия на компрессорных станциях является с энергетической точки зрения весьма неэффективными процессом, так как из затрачиваемой на компримирование газа энергии большая ее часть теряется из-за связанного с этим процессом не только совершенно бесполезного, но и во всех отношениях нежелательного нагрева газа.

Благодаря этим особенностям магистральный газопровод большого диаметра протяженностью в несколько тысяч километров.

С несколькими десятками компрессорных станций, представляющий собой транспортное средство для передачи больших количеств такого квалифицированного энергоносителя, как природный ваз, сам является очень крупным потребителем энергии.

Если продолжить сравнение с энергетической точки зрения процессов передачи газа и жидкости по трубопроводам, то затраты энергии на транспортирование единицы массы газа в современных трубопроводах в среднем в 6–10 раз выше, чем, например, для нефти при одной и той же дальности перекачки, а в расчете на единицу доставляемой потребителям тепловой энергии – более 10–12 раз. Все это говорит о том, что транспорт газа на большие расстояния является сложным и энергоемким технологическим процессом.

В трубопроводном транспорте РФ выделяются газопроводный, нефтепроводный и нефтепродуктопроводный.

На долю газопроводного транспорта приходится 94% всего потребления энергоресурсов трубопроводным транспортом, на долю нефтепроводного – 5,9 %, а на долю нефтепродуктопроводного – только 0,1 %.

Огромные материальные затраты, связанные с сооружением и эксплуатацией магистральных трубопроводов (значительная роль нефти и газа в топливно-энергетическом балансе страны), а также затраты энергии на транспортирование нефти и газа вызывают необходимость особо тщательного подхода к обеспечению экономичности и надёжности эксплуатации систем магистрального трубопроводного транспорта нефти и газа.

Современные предприятия трубопроводного транспорта и хранения углеводородного сырья – это сложные комплексы инженерно-технических сооружений, связанные между собой технологическими процессами, обеспечивающими приём, хранение, транспортировку и снабжение потребителей нефтью, нефтепродуктами или газом.

Повышение эффективности трубопроводного транспорта достигается не только за счёт технико-экономических показателей, но и за счёт внедрения новой техники и технологии, улучшающей экономические показатели. Все эти преимущества, в конечном счёте, определяют их высокую техническую и экономическую эффективность.

Повышение требований к качеству эксплуатации предопределяют и условия работы трубопроводного транспорта, требующие принятия неординарных и экономически целесообразных решений.

В трубопроводном транспорте нефти и газа, как и во всех отраслях промышленности, подразделяются процессы на технологические и энергетические с соответствующим составом технологического и энергетического оборудования.

Основной технологический процесс на трубопроводах нефти и газа связан с преодолением гидравлических сопротивлений в агрегатной обвязке и в трубопроводе для обеспечения их транспортировки с помощью силовых энергетических установок (энергоприводов) [8, c. 509].

В этой связи функционирование технологического оборудования, обеспечивающего условия и параметры транспортировки нефти или газа по соответствующим трубопроводам, является определяющим для выбора вида и параметров необходимого энергетического оборудования, что определяет их рассмотрение в едином энерготехнологическом комплексе (ЭТК) для насосных и компрессорных станций магистральных трубопроводов.

Основным оборудованием насосных станций магистральных нефтепроводов являются энерготехнологические комплексы или насосно-силовые агрегаты (насосы и приводящие их двигатели). На современных насосных нефтеперекачивающих станциях отечественных магистральных трубопроводов они представлены преимущественно центробежными насосами типа НМ (нефтяные, магистральные) и электродвигателями нескольких разновидностей (синхронными и асинхронными). Для передачи вращения от электродвигателя к насосу применяется зубчатая муфта.

Основным оборудованием компрессорных станций магистральных газопроводов являются энерготехнологические комплексы или компрессорно-силовые агрегаты (компрессоры и приводящие их двигатели).

Транспортирование газа по магистральным трубопроводам происходит за счёт упругой энергии, приобретаемой газом в компрессорах при его сжатии и расходуемой на преодоление гидравлических потерь в агрегатной обвязке и в трубопроводе.

Перекачивающие станции магистральных трубопроводов являются крупными потребителями энергии. Установленная мощность станции может достигать тысяч киловатт. Поэтому вопросы техники, технологии и энергообеспечения трубопроводов являются одними из важнейших и сложных.

Изучение режима работы энерготехнологического комплекса и оборудования, участвующих в технологических процессах, и изучение режима расходования энергии в них имеет большое значение для выбора надёжных, безопасных и щадящих режимов.

Развитие и функционирование многих отраслей и экономики страны зависит от дальнейшего совершенствования проектирования, эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта нефти и газа из отдалённых и порой слабоосвоенных регионов в промышленные и центральные районы [8, c. 511].

Современные производственные процессы трубопроводного транспорта нефти и газа с помощью перекачивающих агрегатов соответственно насосов и компрессоров, установленных на нефтяных насосных и газовых компрессорных станциях. Это сложные физико-технологические процессы, имеющие многие общие и различные проявления, при оценке эффективности которых и оптимизации работы необходимо в систематизированной форме учитывать целый ряд факторов: технологических, энергетических, экономических, диагностических, эмпирических и др.

При этом важное значение приобретают задачи, связанные с повышением эффективности использования энергетических и материально-сырьевых ресурсов и реализации программ энерго-ресурсо-сбережения в системах трубопроводного транспорта нефти и газа.

В условиях производства четко различают две сферы хозяйствования, которым соответствуют две службы – эксплуатации и обслуживания оборудования.

В число первоочередных задач структуры трубопроводного транспорта нефти и газа входят развитие, модернизация и совершенствование.

Долговечность трубопроводных систем, качество, надёжность их эксплуатации в значительной степени зависят от технического уровня проектов и строительных технологий при сооружении объектов транспорта углеводородного сырья (УВС).

Для повышения качества и надёжности эксплуатируемых систем трубопроводного транспорта необходимо совершенствовать систему обслуживания, создания рыночной среды в области сервиса. При этом основным принципом работ по обслуживанию, включая диагностику и ремонт, должен стать принцип оценки всех затрат и проведение сервисных работ и их эффективность по конечному результату технологического производства.

Необходимо чётко различать две сферы производства, объединённых технической эксплуатацией энерготехнологического комплекса и его оборудования или отдельных его элементов: например газоперекачивающих агрегатов или нефтеперекачивающих агрегатов.

Эксплуатация ЭТК представляет сферу деятельности, которая изучает следующие вопросы:

- контроль над режимами работы и техническим состоянием оборудования;

- эксплуатационные характеристики оборудования, характеризующие различные категории качества (эффективность, экономичность, надёжность, экологичность и т.д.);

- изучение режимов работы оборудования, т.е. всё то, что в дальнейшем с учётом опыта эксплуатации оборудования может быть использовано для совершенствования, модернизации, реконструкции их в ходе обслуживания и разработки новых проектов.

Обслуживание ЭТК представляет сферу деятельности, которая изучает систему средств и методов, позволяющих улучшить состояние оборудования, которое ухудшилось в ходе эксплуатации, повысить эксплуатационные характеристики на основе изучения режимов работы оборудования, обследования (диагностики) и ремонта его.

В соответствии с определениями эксплуатации и обслуживания ЭТК подразделяются и производственные службы эксплуатации, а также обслуживания и ремонта оборудования [10, c. 472].

В последнее время значительно повысились внимание и интерес к технической диагностике ЭТК нефтегазопроводов.

Среди основных характеристик ЭТК нефтегазопроводов следует выделить мощность и производительность, которые позволяют решить задачу выбора ЭТК, в условиях эксплуатации конкретной стадии технологического процесса объекта. Эти характеристики выбирают на основании паспортных данных, представляющих номинальные значения.

Но в условиях эксплуатации следует принимать во внимание ряд факторов, вызывающих переменный режим и снижающих технические характеристики оборудования относительно паспортных данных.

В ряде случаев эксплуатационные характеристики значительно отличаются от паспортных данных, что можно объяснить желанием пользователя иметь искусственное превышение надёжности оборудования или специфическими условиями, создающимися на производстве, когда реальные условия эксплуатации значительно отклоняются относительно проектных. Эти факторы относятся к числу некорректных факторов, искусственно снижающих характеристики оборудования.

Тем не менее, если исключить отмеченные некорректные факторы, основные характеристики не остаются на уровне паспортных значений по целому ряду причин, объясняемых объективными и субъективными фак- торами.

Эти факторы, которые в условиях эксплуатации значительно ухудшают характеристики ЭТК, снижают его производительность, уменьшают мощность и приводят к перерасходованию энергии, топлива и других материальных ресурсов, соответственно, называются внешними и внутренними факторами.

В связи с этим для оценок характера загрузки и эффективности ЭТК принимаются, соответственно, показатели: коэффициент загрузки, коэффициент эффективности ЭТК, которые в обобщенном символическом виде представляются как функции многочисленных факторов (аргументов).

3.2. Технология, техника и энергетика магистральных нефтепроводов

Магистральные нефтепроводы предназначены для транспорта нефти из районов ее добычи в морские, речные, железнодорожные пункты налива и на нефтеперерабатывающие заводы, а магистральные нефтепродуктопроводы – для транспорта нефтепродуктов из районов их производства до наливных станций или баз, расположенных в местах потребления. На магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах строят насосные перекачивающие станции (НПС) двух видов: головные и промежуточные.

Головные станции располагаются в начале трубопровода и служат для перекачки нефти или нефтепродуктов из резервуарных парков в магистральный трубопровод. Расстояние между НПС – 100–150 км.

Промежуточные станции предназначены для повышения давления перекачиваемых продуктов в магистральном трубопроводе.

В соответствии с назначением указанных станций в состав сооружений головной НПС всегда входят резервуарный парк и подпорная насосная станция, совмещенная с основной насосной или расположенная в отдельном здании.

Подпорная насосная служит для подачи жидкости на вход основных насосов, так как при откачке из безнапорных резервуаров основные насосы не могут работать без предварительного создания давления жидкости на их входе.

На некоторых трубопроводах, находящихся в эксплуатации, промежуточные насосные станции также имеют емкости для нефти или нефтепродуктов и ведут откачку из этих емкостей. В этом случае промежуточные перекачивающие станции оборудуют так же, как и головные, подпорными насосами.

На новых и строящихся трубопроводах промежуточные резервуары не предусматриваются и перекачка жидкости ведется по системе «из насоса в

насос». При работе по такой системе нет необходимости в установке подпорных насосов на промежуточных станциях.

Кроме рассматриваемых перекачивающих насосных станций на магистральных трубопроводах имеются наливные насосные, располагаемые при резервуарных парках наливных станций.

На НПС в качестве основных используются центробежные насосы с подачей от 360 до 10 ООО м3/ч с напором 210–260 м, а в качестве подпорных – насосы с подачей 360–5000 м3/ч с напором 28–90 м.

На головных станциях чаще всего устанавливают четыре насоса, из них один резервный. Насосы включают последовательно, например на станции с четырьмя насосами по два-три, что обеспечивает необходимое давление на выходе станции [10, c. 476].

Мощность, необходимая для привода насоса с подачей 10 000 м3/ч, составляет от 6300 до 8000 кВт.

На головных станциях устанавливают два (иногда три) подпорных насоса, один из них резервный. Подпорный насос должен обеспечивать подачу, равную подаче главного насоса, и создавать необходимое давление перед главным насосом (например, 0,28–0,9 МПа). На ранее построенных промежуточных НПС с промежуточными емкостями установлены одиндва подпорных насоса без резерва. Мощность, необходимая для работы этих насосов, составляет 320–800 кВт.

Рис. 1. Технологическая схема нефтеперекачивающей насосной станции:

1 – магистральный нефтепровод диаметром 720-1420 мм;

2 – устройство приема и пуска скребка;

3 – площадка фильтров-грязеуловителей;

4 – площадка с предохранительными устройствами;

5 – подпорная насосная;

6 – резервуарный парк;

7 – помещение счетчиков;

8 – перекачивающая насосная;

9 – помещение регулирующей аппаратуры

Нефтяной насос является турбомашиной, вид механической характеристики которой зависит от того, каким образом осуществляется пуск (на открытую задвижку или закрытую задвижку).

Момент трогания механизма из состояния покоя, обусловленный противодавлением, трением в подшипниках и торцевых уплотнениях насоса, составляет 20–25 % момента сопротивления при полной скорости.

По мере разгона насоса момент сопротивления Мр несколько уменьшается, достигая минимума при частоте вращения п = 300–500 об/мин, а затем увеличивается по параболическому закону. Механические характеристики нефтяного насоса НМ-10000-210 при пуске на открытую и закрытую задвижки приведены на рисунке 3.

Для привода центробежных насосов НПС магистральных трубопроводов в настоящее время применяют исключительно электродвигатели. Технологическое оборудование насосных станций, кроме собственно насосных агрегатов, содержит следующие системы: трубопроводов перекачиваемой жидкости; масляную; вентиляции электродвигателей; охлаждения масла; смазки уплотнений; сбора утечек перекачиваемой жидкости и др. Пуск и остановка двигателей привода насосов связаны с управлением положения задвижек технологических коммуникаций.

Рис. 2. Механическая характеристика нефтяного насоса НМ-10000-210 при открытой (1) и закрытой (2) напорных задвижках

На рисунке 3 представлена упрощенная схема технологических трубопроводов головной насосной нефтеперекачивающей станции с четырьмя главными и двумя подпорными насосами. Подпорные насосы 1 забирают нефть из резервуара 10 через фильтр 11 и подают ее на вход главных насосов 2.

Рис. 3. Упрощенная схема технологических трубопроводов головной насосной станции

При помощи задвижек с электроприводом 3 и 4 возможно обеспечить работу одного, двух или трех последовательно включенных главных насосов. Обратные клапаны 6 предотвращают перетекание нефти из напорного трубопровода в подводящий на участке каждого насоса.

В тех случаях, когда в месте выхода вала из насоса применяется торцовое уплотнение корпуса насоса, смазка уплотнений производится очищенной нефтью, подаваемой по системе трубопроводов, не показанной на рисунке. Нефть, просачивающаяся через уплотнения, по трубопроводам утечек 5 отводится в сборный приямок 7, откуда попадает в резервуары – сборщики утечек 8 и далее насосом 9 перекачивается в подводящий трубопровод.

Смазка подшипников главных и подпорных насосов и приводного электродвигателя осуществляется по циркуляционной системе под давлением [11, c. 43].

Забираемое из масляного бака масло прокачивается электрифицированными шестеренчатыми насосами через фильтр и охладитель и далее поступает в подшипники, откуда самотеком проходит в масляный бак. Масло может охлаждаться водой или нефтью.

Кроме основного технологического оборудования насосных станций, работа которого требует подвода электрической энергии, существует ряд других ее потребителей: вспомогательные устройства самой насосной (вентиляция, освещение, котельная, механические мастерские и др.), водяные насосные производственного и питьевого водопроводов, насосы пожаротушения, потребители резервуарного парка и устройства налива (если таковые имеются), коммунальные нужды жилого поселка и др.

Мощность, необходимая для питания всех потребителей головной насосной станции, достигает 40–60 МВт.

В районах Западной Сибири, где берут начало многие магистральные нефтепроводы, на одной площадке монтируются три-четыре НПС. В этом случае установленная мощность электродвигателей только основных насосов превышает 100–110 МВт.

Для привода главных насосов на насосных станциях используют синхронные и короткозамкнутые асинхронные двигатели на 3000 синхронных об/мин. В последнее время преимущественное применение находят синхронные двигатели.

Для установки вне помещения насосов применяются синхронные двигатели без взрывозащиты серии СТД. В одном помещении с насосами могут быть установлены взрывозащищенные двигатели серии СТДП, выпускаемые промышленностью для мощностей от 630 до 12 500 кВт и напряжением 6(10) кВ на 3000 об/мин. Наиболее широко распространены для привода насосов двигатели мощностью от 4000 до 8000 кВт.

Для привода главных насосов НПС также находят применение асинхронные двигатели серии 4АТД (асинхронные турбодвигатели) мощностью от 500 до 5000 кВт в нормальном и взрывозащищенном (продуваемом под избыточным давлением) исполнении.

Двигатели серии 4АТД рассчитаны на напряжение 6 (10) кВ и могут иметь разомкнутый (обозначение двигателей 4АРМП) и замкнутый (обозначение двигателей 4АЗМП) циклы вентиляции с расположением водяных охладителей в яме фундамента. Двигатели выдерживают прямой пуск от полного напряжения сети и допускают два пуска подряд из холодного состояния или один пуск из горячего.

Для привода подпорных насосов применяют синхронные и асинхронные двигатели мощностью до 1600 кВт.

Все изложенное об исполнении и установке двигателей привода главных насосов относится и к двигателям подпорных насосов, так как они отличаются от первых только по мощности и частоте вращения.

Питание потребителей НПС обычно обеспечивается специальной понижающей подстанцией, сооружаемой вблизи насосной станции и получающей электроэнергию от энергосистемы при напряжении 110, 220 кВ или реже 35 кВ. Возможно питание насосных при напряжении 6 (10) кВ, если они расположены в непосредственной близости от районных подстанций энергосистемы.

При установленном постоянном режиме работы насосных станций в ходе перекачки нефтей, имеющих различные плотности или вязкости, меняются расход и давление по всему трубопроводу.

Изменения происходят по мере засорения трубопровода, а также при образовании в нем воздушных мешков. Поэтому необходимо регулирование, обеспечивающее изменение давления на приеме и нагнетании, а также подачи насосной станции в соответствии с режимом работы трубопроводов.

Методы регулирования определяются в каждом конкретном случае в зависимости от назначения трубопровода и режима его работы.

Иногда целесообразно вести ступенчатое регулирование изменением числа работающих насосных агрегатов. Если насосы имеют разное число рабочих колес, то регулирование системы осуществляется главным образом путем планового изменения заданной подачи при перекачке или изменении режима в связи с аварийным отключением насосных и отдельных агрегатов.

Во многих случаях требуется плавное регулирование давления и подачи насосов. На насосных с центробежными насосами это достигается дросселированнием потока, а также может быть обеспечено применением регулируемого привода насосов.

В настоящее время на трубопроводном транспорте распространено ре- гулирование дросселированием потока жидкости в нагнетательном трубопроводе . [12, c. 144]

При регулировании путем изменения частоты вращения рабочих колес насосов привод должен быть рассчитан на ее снижение относительно номинальной ориентировочно на 30–40 %. Диапазон регулирования должен быть определен в зависимости от конкретных условий эксплуатации трубопровода.

Заключение

В мировой системе оборота энергоресурсов Россия занимает одно из ведущих мест, активно участвует в мировой торговле ими и в международном сотрудничестве в этой сфере. Особенно значимы позиции страны на мировом рынке углеводородов.

В последние годы Россия занимает лидирующие позиции по объему добычи сырой нефти и обеспечивает 12% мировой торговли нефтью. Свыше 80% объёма российской нефти экспортируется в страны Европы, на рынках которых доля России составляет около 30%.

По запасам природного газа (23% мировых запасов) и по объемам его ежегодной добычи Россия занимает первое место в мире, обеспечивая 25% мировой торговли этим энергоносителем, доминируя как на европейском газовом рынке, так и на рынке стран СНГ.

Развитие и функционирование экономики любой страны неразрывно связано с чёткой работой транспорта по доставке сырья и готовой продукции.

По технико-экономическим, энергетическим и организационным возможностям для транспорта углеводородного сырья (нефти и газа) наиболее распространенными в мировой и отечественной практике является трубопроводный транспорт.

При этом энергоёмкость трубопроводного транспорта газа значительно превышает энергоёмкость трубопроводного транспорта нефти по показателю потерь на гидравлическое сопротивление.

Трубопроводный транспорт углеводородов играет существенную роль в глобальной системе энергоснабжения, обеспечивает значительную долю российского экспорта энергоносителей российской экономики.

Концентрация систем транспортировки углеводородов на планете крайне неравномерна. Так, на Северную Америку приходится около 56% всех трубопроводов (из расчёта однониточной протяженности), в то время как на Россию – 10%, Южную Америку (страны Тихоокеанского побере- жья) – 2%. Суммарная длина магистральных нефте-, продукто- и газопроводов стран Тихоокеанского клуба составляет около 1,8 млн. км – более 75% от общемирового показателя.

Россия имеет вторую по протяженности трубопроводную систему в мире – около 250 тыс. км, однако значительно (почти в четыре раза) уступает по этому показателю лидеру – США.

Протяжённость нефтепроводов в мире – около 640 тыс. км, при этом на Северную Америку приходится около 59%, на Россию – 8%.

Суммарная протяженность газопроводной сети в мире составляет около 950 тыс. км, из которых 12% приходится на Россию.

По сравнению с нефтепроводами газопроводы являются более распространённым и развитым видом трубопроводного транспорта.

В России отношение протяжённости газопроводов к длине нефтепроводов и продуктопроводов составляет около 2,2.

В России трубопроводный транспорт является основным видом транспортирования нефти и газа от мест добычи до потребителя и мест хранения. Этот вид транспорта способен гарантировать равномерную поставку больших грузопотоков основного углеводородного сырья, нефти и газа при минимальных экономических затратах.

Дальнейшее развитие трубопроводной транспортировки нефти будет осуществляться адекватно росту объёмов и диверсификации внешних и внутренних поставок жидких углеводородов. При этом планируется решать задачи дальнейшего увеличения доли трубопроводной транспортировки жидких углеводородов в общем объёме транспортировки нефти, обеспечения условий для формирования новых нефтедобывающих регионов страны, обеспечения баланса между необходимыми объёмами транспортировки нефти и пропускной способности транспортной системы.

Трубопроводный транспорт нефти и газа является наиболее экономичной и экологичной системой обеспечения отечественной экономики углеводородным сырьём.

В настоящее время в России эксплуатируется более 50 тыс. км магистральных нефтепроводов и около 200 тыс. км магистральных газопроводов большого диаметра, способных транспортировать 600 млн. тонн нефти и 800 млрд. м3 газа. Альтернативы трубопроводам в XXI веке нет.

Список использованных источников

1. Агарков С.А., Богачев В.Ф., Веретенников Н.П., Глобальные тенденции освоения энергетических ресурсов российской арктики// Апатиты, 2019. Том Часть I Тенденции экономического развития Российской Арктики.
2. Актуальные вопросы трубопроводного транспорта углеводородов / Коллектив авторов. - М.: Горная книга, 2015. 340 - 351 c.
3. Агафонова Д.А. Особенности договора транспортировки нефти по системе магистральных нефтепроводов// В сборнике: Современное регулирование деятельности организаций нефтегазового комплекса. сборник статей. Сер. "Стандарты образования" Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина. 2016. С. 10-16.
4. Бахтизин Р.Н., Мустафин Ф.М., Быков Л.И., Хасанов Р.Р., Кунафин Р.Н. Сооружение и эксплуатация трубопроводов. инновации и приоритеты// Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2016. № 3. С. 52-58.
5. Василега Д.С., Альмикаев С.Л., Неплашов И.В. Факторы снижения качества углеводородных соединений при их транспортировке// В сборнике: Нефтегазовый терминал. материалы Международной научно-технической конференции «Транспорт и хранение углеводородного сырья». под. общ. ред. С. Ю. Подорожникова. 2019. С. 153-159.
6. Гумеров А.Г., Рахматуллин Ш.И. О роли журнала "нефтяное хозяйство" в научно-техническом прогрессе в трубопроводном транспорте углеводородного сырья// Нефтяное хозяйство. 2010. № 10. С. 48-49.
7. Дёмина О.В. Восточная газовая программа: ожидания и реалии России// География и природные ресурсы. 2020. № 1 (160). С. 147-154.
8. Козобкова, Н.А. Качество нефти в трубопроводном транспорте / Н.А. Козобкова. - М.: Нефть и газ, 2007. 500- 514 c.
9. Корепанов К.В. Правовое регулирование транспортировки нефти и газа по магистральным трубопроводам// Диссертация на соискание ученой степени кандидата юридических наук / Московский государственный юридический университет им. О.Е. Кутафина (МГЮА). Москва, 2016
10. Кулакова Д.А. Понятие и основные характеристики трубопроводного транспорта высоковязкой нефти// Аллея науки. 2018. Т. 2. № 7 (23). С. 472-478.
11. Логинова Е.А., Хасанов И.И. Состояние трубопроводного транспорта в конце xx века и начало системного анализа параметров транспорта нефти// Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2017. № 4. С. 43-46.
12. Рагимова М.С., Гафаров Ф.М. Некоторые особенности магистрального трубопроводного транспорта при проектировании и реконструкции// Бюллетень науки и практики. 2018. Т. 4. № 8. С. 144-147.
13. Смородова О.В. Подготовка энергетиков для объектов нефтегазовой отрасли// Символ науки: международный научный журнал. 2016. № 7-1 (19). С. 131-134.
14. Трубопроводный транспорт и хранение углеводородных ресурсов. Примеры решения типовых задач : учеб. пособие : в 2 т. / [А. А. Гладенко и др.] ; под ред. Ю. Д. Земенкова ; Минобрнауки России, ОмГТУ, ТИУ. – Омск : Изд-во ОмГТУ, 2017.
15. Эксплуатация основных и вспомогательных систем нефтеперекачивающих станций: учебное пособие / С. Ю. Подорожников [и др.]; под общ. ред. Ю. Д. Земенкова. – Тюмень: ТИУ, 2018. – 218 с.
16. Эксплуатация механо-технологического оборудования. Системы и процессы: учебное пособие / А. А. Гладенко [ и др.]; под общ. ред. Ю. Д. Земенкова. – Тюмень: ТИУ, 2018. – 218 с.
17. Шакиров Р.Н. Параметры расчёта на прочность и определения надежности подземных напряженно-деформированных трубопроводов// В сборнике: Трубопроводный транспорт углеводородов. Материалы III Всероссийской научно-практической конференции. 2019. С. 139-148.
18. Шагиев Р.Г., Гумеров А.Г., Худякова Л.П., Проблемы многофазных течений в нефтегазовой отрасли// В сборнике: Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения. Сборник научных трудов. Уфа, 2016. С. 331-335.