Преимущества и недостатки трубопроводного транспорта. Особенности эксплуатации линейной части.

Трубопроводный транспорт нефтегрузов осуществляется по специальным трубопроводам от мест производства к местам потребления. К магистральным нефтегазопроводам относятся трубопроводы диаметром от 529 до 1220 мм и протяженностью 50 км и более, предназначенные для доставки нефти и газа из районов добычи на нефтеперерабатывающие заводы или пункты налива нефти в железнодорожные вагоны-цистерны или в места погрузки ее на танкеры. К магистральным нефтепродуктоводам относятся трубопроводы диаметром не менее 219 мм и протяженностью 50 км и более, предназначенные для транспортировки нефтепродуктов из районов их производства, а также перевалочных нефтебаз в районы потребления – до распределительных нефтебаз, наливных станций, портов, крупных промышленных предприятий, ТЭЦ и др.

Достоинства трубопроводного транспорта:

- наиболее низкая себестоимость перекачки;

- небольшие удельные капитальные вложения на единицу транспортируемого груза и быстрая окупаемость затрат при строительстве трубопроводов; возможность прокладки трубопровода в любом направлении и на любое расстояние - это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами;

- сравнительно короткие сроки строительства;

- бесперебойная поставка и соответственно гарантированное снабжение потребителей в течение года, практически не зависящая от климатических условий (погоды, времени года, суток);

- высокая производительность труда (наибольшая степень автоматизации);

- незначительные потери нефтей и нефтепродуктов при перекачке;

- возможность перекачки нескольких сортов нефти и нефтепродуктов по одному трубопроводу;

- возможность наращивания пропускной способности трубопровода за счет строительства дополнительных насосных станций и прокладки параллельных участков (лупингов).

- высокая надежность и простота в эксплуатации;

- разгрузка традиционных видов транспорта.

Недостатки трубопроводного транспорта:

- крупные единовременные капитальные вложения в строительство (необходимо проложить весь трубопровод), что делает целесообразным применение трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках;

- потребность в крупных материальных затратах на заполнение всего трубопровода нефтью, газом или нефтепродуктом при вводе в эксплуатацию. Особенно велики эти затраты для магистральных нефтепродуктоводов: большая металлоемкость, необходимость устойчивого грузопотока на длительное время, небольшая скорость движения нефти и нефтепродуктов (5 ¸ 10 км/ч).

- "жесткость" трассы трубопровода, вследствие чего для организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные капиталовложения.

Общая протяженность магистральных газонефтепроводов составляет порядка 230 тыс. км, в том числе газопроводов – более 150 тыс., нефтепроводов – 49 тыс., нефтепродуктопроводов – около 30 тыс. км.

Магистральные газонефтепроводы эксплуатируются при высоких рабочих давлениях. На нефтепроводах и нефтепродуктопроводах рабочие давления составляют 4,0-6,4 МПа, на газопроводах – до 7,5 МПа. В последние годы проектируются и строятся трубопроводы с расчетным давлением 10 МПа и более.

По характеру нагружения трубопроводы могут быть разделены на три группы: подземные газопроводы;

нефте и продуктопроводы;

трубопроводы перекачивающих станций.

Газопроводы работают при относительно статическом режиме нагружения. За период эксплуатации количество циклов нагружения газопроводов составляет около 102…103 при относительно небольших амплитудах преимущественно до 0,1 от σт стали.

Изменение интенсивности отказов на эксплуатационной стадии имеет три характерных периода:

1) приработка, как период ранних отказов при уменьшающейся интенсивности отказов, когда выявляются недостатки строительства;

2) нормальной работы при практически постоянной интенсивности отказов по причинам преимущественно случайного характера;

3) возрастание интенсивности отказов.

Сооружения для диагностики

1 – линейные сооружения (собственно трубопровод, переходы через искусственные и естественные препятствия, запорная арматура, нефтепроводы-отводы, лупинги, узлы приема-пуска внутри трубных устройств каждые 300 км, резервуарные парки, линии связи, станции защиты от коррозии, обслуживающие нефтепровод сооружения и т.д.)

2 – насосные перекачивающие станции каждые 400-600 км.