Магистральные трубопроводы. Магистральный трубопровод
(Документ)
n1.doc
1. Общие сведения о магистральных нефтепроводах
1.1 Назначение и классификация нефтепроводов
Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для транспорта нефти и нефтепродуктов , по своему назначению нефтепроводы подразделяются на три группы :
Магистральные нефтепроводы (МН) – инженерные сооружения, состоящие из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и связанных с ними нефтеперекачивающие станции (НПС), приёмосдаточных пунктов (ПСП), нефтебаз (НБ) для хранения нефти и других технологических объектов, обеспечивающих транспортировку, приемку, сдачу нефти потребителям или перевалку на другой вид транспорта;
Подводящие (местные) нефтепроводы – нефтепроводы, соединяющие промыслы с головными сооружениями МН; нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) с пунктами налива. Их протяженность может достигать нескольких десятков километров;
Технологические – внутриплощадочные нефтепроводы между точками врезки в магистральный нефтепровод на входе и выходе НПС и т.п., предназначенные для соединения различных объектов и установок.
В соответствии со строительными нормами и правилами МН подразделяются на четыре класса:
1-й класс – D у свыше 1000 до 1200 мм включительно;
2-й класс – D у свыше 500 до 1000 мм включительно;
3-й класс – D у свыше 300 до 500 мм включительно;
4-й класс – D у менее 300 мм.
Линия прохождения трубопровода, разбитая на местности от начального до конечного пункта и определяющая направление оси трубопровода, называется трассой. Трасса МН проходит по участкам с различным рельефом местности, с различными гидрогеологическими условиями, пересекают естественные (водные преграды, ущелья и т.д.) и искусственные (автомобильные и железные дороги, электрические подземные кабели и воздушные высоковольтные линии электропередач и т.п.) препятствия. Для безопасности расположения вблизи трассы объектов различного назначения и в зависимости от условий работы согласно СНиП 2.05.06-85* линейная часть и отдельные участки магистральных трубопроводов подразделяются на категории. В каждой категории предъявляются определённые требования к прочности трубопровода, к контролю качества сварных соединений, предварительным гидравлическим испытаниям и типам изоляционного покрытия.
Для магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов с диаметром 700 мм и более при всех видах прокладки согласно СНиП 2.05.06-85* принимается категория III, а для диаметра менее 700 мм при подземной прокладке – IV. Однако, отдельные участки МН могут иметь более высокую категорию (см. таблицу 1.1), которая назначается в соответствии с в зависимости от условий прокладки и эксплуатации.
Таблица 1.1
Краткая характеристика категорий участков МН
| Назначение: условия прокладки и эксплуатации | Категория |
| 1 Нефтепроводы диаметром менее 700 мм при подземной прокладке | IV |
| 2 Нефтепроводы, не соответствующие п.1, 3–5 | III |
| 3 Нефтепроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, переходы через болота II типа, пересекающие поймы рек | II |
| 4 Переходы нефтепроводов через реки, болота II и III типов, горные участки, железные дороги общей сети, узлы пуска и приема очистных устройств, нефтепроводы на НПС | I |
| 5 Переходы нефтепроводов D>1000 мм через водные препятствия | В |
Прокладка трубопроводов может осуществляться однониточно или параллельно другим трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором МН понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных случаях, при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работы, допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов и газопроводов.
В пределах одного технического коридора допускается прокладывать более двух трубопроводов диаметром 1200 мм и не более трех трубопроводов диаметром 1020 мм и менее для транспорта нефти (нефтепродуктов), а для транспорта газа (газового конденсата) – не более шести трубопроводов диаметром 1420 мм.
1.2 Устройство магистральных нефтепроводов
1.2.1 Состав объектов и сооружений МН
Объектом МН, согласно , называется производственный комплекс, включающий трубопроводы, здания, основное и вспомогательное оборудование, установки и другие устройства, обеспечивающие его безопасную и надежную эксплуатацию. Под сооружением МН подразумевается надземная или подземная строительная система, состоящая из несущих, а в отдельных случаях и ограждающих конструкций и предназначенная для выполнения производственных процессов различного вида, хранения материалов, изделий и оборудования, для временного пребывания людей, перемещения людей и грузов и т.д.Объекты и сооружения МН можно подразделить на линейные и площадочные. Площадочные объекты – это комплекс наземных зданий и сооружений, к которым относят: НПС, конечный пункт (КП), резервуарные парки, пункты подогрева нефти, нефтеналивные эстакады и причалы, а также и др.
Указанные объекты и сооружения отражаются на схеме магистральных нефтепроводов ОАО МН (рис. 1.1), где показывают :
информацию о протяжённости протяжённость трассы МН и трубопровода в однониточном исполнении;
комплекс наземных зданий и сооружений: НПС, включая находящиеся на консервации; ПСП; НБ; перевалочные пункты с указанием наименований, дистанций подключения, проектной и существующей пропускной способности (млн.т/год), а также пункты подогрева нефти;
количество и тип резервуаров для наземных объектов;
технологические участки МН, резервные нитки подводных переходов МН (ППМН) и лупинги с указанием наименований, протяжённости, условного диаметра, проектной и существующей пропускной способности (млн.т/год), а также трубопроводы не относящиеся к данному ОАО (ООО) МН (показываются штрих-пунктиром) и участки выведенные из эксплуатации и находящиеся в консервации (показываются пунктиром) с указанием наличия нефти;
водные преграды;
блокировочные трубопроводы с указанием условного диаметра;
подводящие трубопроводы, с указанием принадлежности, протяжённости, условного диаметра, границы раздела;
места базирования линейно-эксплуатационных служб (ЛЭС), центральных ремонтных служб (ЦРС), участков устранения дефектов (УУД), участков аварийно-восстановительных работ (АВР), взлютно-посадочные площадки, пункты наблюдения (ПН) на крупных и судоходных реках, систем измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) с указанием номеров;
камеры пуска-приёма средств очистки и диагностики (КПП СОД);
административные границы.
Рис. 1.1. Схема условного магистрального нефтепровода
1.2.3 Нефтеперекачивающие станции
НПС МН подразделяются на головные и промежуточные.Головная НПС (ГНПС) обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. В состав технологических сооружений ГНПС входят: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учета нефти, магистральная насосная, узел регулирования давления, площадка с предохранительными устройствами для сброса избыточного давления при гидравлических ударах, фильтры-грязеуловители, а также технологические трубопроводы.
ГНПС могут располагаться на площадках центральных пунктов подготовки нефти, вблизи резервуарных парков с использованием существующих систем энергоснабжения, водоснабжения, канализации и других вспомогательных сооружений. При параллельной прокладке нефтепроводов проектируемые площадки НПС совмещаются с площадками действующего нефтепровода.
Остальные НПС являются промежуточными. Они могут быть с емкостью или без емкости. В состав технологических сооружений промежуточной НПС без емкости входят: магистральная насосная; фильтры-грязеуловители, узел регулирования давления, система сглаживания волн давления (ССВД), а также технологические трубопроводы. Состав технологических сооружений промежуточных НПС с емкостью аналогичен головной перекачивающей станции, однако если на такой станции не проводятся приёмосдаточные операции, то узел учёта может отсутствовать.
Все НПС на участках МН с одной и той же пропускной способностью оснащаются однотипным оборудованием.
Подключение местных нефтепроводов к МН, при подкачке нефти в МН, должно выполняться только на НПС. На НПС с емкостью подача нефти от объектов нефтедобычи производится в резервуарный парк, на НПС без емкости – на прием магистральной насосной.
1.2.4 Линейные сооружения МН
К линейным сооружениям МН относятся подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти с ГНПС, и собственно магистральный трубопровод с ответвлениями, лупингами и перемычками, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения НПС, узлами КПП СОД. Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения связывают между собой перемычками.Линейная запорная арматура, предназначенная для перекрытия участков нефтепровода при авариях и ремонте. В зависимости от рельефа местности интервал между линейными задвижками должен составлять 15–20 км .
На участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и трубопроводов сжиженных углеводородных газов, примыкающих к подводным переходам, необходимо предусматривать устройства, исключающие скопление газа или воздуха в трубопроводах в местах их перехода через водные преграды, с этой целью используют вантузы. Вантуз – это задвижка с патрубком, устанавливаемая под прямым углом к оси трубопровода. Вантузы по своему назначению делятся на проектные и временные. Вантузы бывают проектные и временные. Проектные предусматриваются:
на высоких точках рельефа местности для впуска воздуха и выпуска газовоздушной смеси при ремонтных работах;
на подводных переходах в пределах ограждения задвижки, имеющей наименьшую геодезическую отметку, для проверки герметичности береговых задвижек и уменьшения давления до статического в отключенной нитке;
на узлах линейных задвижек в пределах ограждений с двух сторон от задвижки (для проверки герметичности задвижки и выполнения технологических операций по заполнению и опорожнению участка);
в низких точках рельефа местности для выполнения технологических операций по заполнению и опорожнению участка.
Переходы через естественные и искусственные препятствия:
подводные переходы (выполняются в две нитки при ширине водной преграды в межень 75 м и более);
переходы через автомобильные и железные дороги, прокладываемые в защитных кожухах (футлярах);
надземные переходы через овраги, ущелья и т. п.;
Кроме того, к линейным сооружениям относят:
установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;
средства телемеханики, технологической связи, оперативного управления и помещения для их размещения;
линии электропередач, предназначенные питания вспомогательных систем, установок электрохимической защиты и обслуживания нефтепроводов;
устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты;
противоэрозионные и защитные сооружения нефтепроводов;
земляные амбары для временного хранения нефти при авариях;
здания и сооружения линейной службы эксплуатации нефтепроводов (ЛЭС, пункты обогрева, усадьбы линейных обходчиков, вертолетные площадки и т.п.);
постоянные вдольтрассовые проезды, сооружаемые в случае необходимости при соответствующем технико-экономическом обосновании, опознавательные, запрещающие и предупредительные знаки местонахождения нефтепроводов.
На трассе трубопровода предусматривается установка сигнальных железобетонных или деревянных знаков высотой 1,5–2 м от поверхности земли, которые должны быть оснащены соответствующими щитами с надписями-указателями. Знаки устанавливаются в пределах видимости, но не более, чем через 500 м, а также дополнительно на углах поворота. Определение категорий участков нефтепроводов производится по .
НЕФТЕПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ (а. oil main, oil main pipeline; н. Erdolleitung; ф. pipe-line principal а huile, oleoduc principal; и. oleoducto magistral, oleoducto principal) — комплекс сооружений для транспортирования нефти от пункта к потребителям (нефтеперерабатывающему заводу или перевалочным нефтебазам). Нефтепровод магистральный сооружается из стальных труб диаметром до 1220 мм на рабочее давление от 5,5 до 6,4 МПа, пропускная способность до 90 млн. т нефти в год. Нефтепровод магистральный прокладываются подземным, надземным и наземным способами (см. Подземный трубопровод , Надземный трубопровод , ) и защищаются от коррозии нанесением изоляционных покрытий , а также с помощью катодной и дренажной защиты (см. Дренажная защита трубопровода , ).
В состав нефтепровода магистрального входят трубопроводы , линейная арматура, головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции, линейные и вспомогательные сооружения. Нефтеперекачивающие станции предназначены для повышения давления нефти при её транспортировке и устанавливаются по трассе нефтепровода магистрального через 80-120 км в соответствии с гидравлическим расчётом (см. Головная нефтеперекачивающая станция , ). Нефтепроводы магистральные большой протяжённости состоят из нескольких эксплуатационных участков, каждый из которых включает 4-8 нефтеперекачивающих станций. На головной нефтеперекачивающей станции, а также в начале каждого эксплуатационного участка располагаются промежуточные резервуары (для обеспечения бесперебойной работы трубопровода). Перекачка нефти в пределах участка ведётся от насосов предыдущей нефтеперекачивающей станции непосредственно к насосам последующей, а между эксплуатационных участками — с подключением резервуаров. Кроме того, в начале нефтепровода магистрального и на его конечном пункте сооружаются резервуарные парки .
На нефтеперекачивающих станциях устанавливают основные, как правило, центробежные насосы (см. ), а на головных нефтеперекачивающих станциях — дополнительно подпорные насосы (для создания требуемого напора нефти, поступающей из резервуаров перед основными насосами). Нефтепроводы магистральные для перекачки высоковязких и парафинистых нефтей , как правило, оборудуются устройствами для подогрева нефти , которые находятся на нефтеперекачивающих станциях и на пунктах подогрева, располагаемых на трассе в соответствии с тепловым расчётом нефтепровода. Подогрев нефти на последних производится в теплообменниках или в печах , работающих на жидком или газообразном топливе. При необходимости транспортировки больших количеств нефти сооружаются многониточные системы нефтепроводов, состоящие из 2 и более параллельных линий. Управление режимами работы нефтепровода магистрального осуществляется при помощи автоматизированных систем, включающих диспетчерские пункты, системы телемеханики и ЭВМ.
Значение трубопроводного транспорта в нефтегазовой отрасли. В настоящее время трубопроводы незаменимы при транспортировке нефти и газа на огромные расстояния от мест их добычи к местам потребления. При транспортировании газа и нефти по трубопроводам потери перекачиваемых продуктов (по сравнению с другими видами транспорта) минимальны благодаря высокой степени герметизации трубопроводов и перекачивающего оборудования. Непрерывность и равномерность подачи продукта по трубопроводу позволяет обеспечить ритмичную четкую работу производств, получающих топливо (или сырье) по трубопроводам. Отметим и такой важный фактор, как возможность быстрого строительства трубопроводов большой протяженности в самых сложных условиях. Ни автодороги, ни тем более железные дороги невозможно (при одинаковых затратах) построить в столь сжатые сроки, как трубопроводы. Поэтому и освоение газовых и нефтяных месторождений начинается значительно раньше, чем это было бы при других видах транспорта. При этом следует иметь в виду, что постройки одной дороги мало; необходим парк цистерн, резервуаров, локомотивов, и т.д., создание которого также требует времени.
Строительство любой дороги требует больших площадей земель, часто плодородных. Применяющиеся в настоящее время методы строительства трубопроводов позволяют практически полностью использовать в сельском хозяйстве землю вдоль трубопроводных трасс. Тем самым уменьшается изъятие земель из сельскохозяйственного производства.
Таким образом, значение трубопроводного транспорта будет возрастать, обеспечивая транспортными «перевозками» новые сферы.
Классификация нефтепроводов
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 условного диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на 4 класса:
- I класс 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 методам.
Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода
Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений:
- 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 её закачки из резервуаров в трубопровод.
Принципиальная технологическая схема головной НПС приведена ниже. 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 её количеством. Далее она направляется в резервуарный парк 6, где производится её 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.
1 - подводящий трубопровод; 2 - головная нефтеперекачивающая станция; 4 - конечный пункт; 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 - дом обходчика; 14 линия связи; 15 - вертолетная площадка; 16 - вдольтрассовая дорога.
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).
Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС приведена ниже. Она включает магистральную насосную 1, площадку регуляторов давления 2, 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.
1 - магистральная насосная; 2 - площадка регуляторов давления; 3 - площадка приема и пуска скребка; 4 - площадка с фильтрами-грязеуловителями
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:
- собственно трубопровод (или линейная часть);
- линейные задвижки;
- средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и проекторной защиты, дренажные установки);
- переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.);
- линии связи;
- линии электропередачи;
- дома обходчиков;
- вертолетные площадки;
- 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 барканах 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 выходе 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 (при-грузы) 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 диаметра трубопровода. 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 вдоль трассовым дорогам перемещаются аварийно-восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты, обходчики и др.
Вертолетные площадки предназначены для посадок вертолетов, осуществляющих патрулирование трассы трубопровод.
На расстоянии 10-20 км друг от друга вдоль трассы размещены дома обходчиков. В обязанности обходчика входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода.
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 ниже приведен сортамент наиболее распространенных электросварных труб.
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 0 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.
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 задвижка представляет собой цельный литой или сварной корпус, снабженный двумя патрубками для присоединения к трубопроводу 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.
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».
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.
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
- Введение
- Заключение
- Список литературы
Введение
В настоящее время география нефтеперерабатывающей промышленности не всегда совпадает с районами ее переработки. Поэтому задачи транспортировки нефти привели к созданию большой сети нефтепроводов. По размеру грузооборота нефтепроводный транспорт в 2,5 раза превзошел железнодорожный в части перевозок нефти и нефтепродуктов.
На железной дороге основной поток нефти образуется в Западной Сибири и Поволжье. Из Западной Сибири нефть по железной дороге транспортируется на Дальний Восток, Южный Урал и страны центральной Азии. Из Урала нефть везут на Запад, Северный Кавказ и Новороссийск.
Транспортировка нефти водным путем обходится дешевле и экономичней других видов транспортировки, однако из-за географических особенностей нашей страны используется мало, в основном при перевозки нефти на экспорт, а также по внутренним бассейнам страны (Ленский, Амурский) и северному морскому пути.
Трубопроводы - наиболее эффективное средство транспортировки нефти (исключая морские перевозки танкерами). Пропускная способность нефтепровода диаметром 1200 мм составляет 80-90 млн. т в год при скорости движения потока нефти 10-12 км/ч.
Трубопроводный транспорт является важной подотраслью нефтяной промышленности. На сегодняшний день сформировалась развитая сеть магистральных нефтепроводов, которая обеспечивает поставку более 95% всей добываемой нефти при средней дальности перекачки 2300 км. В целом вся сеть нефтепроводов представлена двумя неравными по значимости и условиям управления группами объектов: внутрирегиональными, межобластными и системой дальних транзитных нефтепроводов. Первые обеспечивают индивидуальные связи промыслов и заводов, вторые - интегрируют потоки нефти, обезличивая ее конкретного владельца. Связывая очень большое число нефтедобывающих предприятий одновременно со многими нефтеперерабатывающими заводами и экспортными терминалами, нефтепроводы этой группы образуют технологически связную сеть единый объект экономического и режимного управления, которая получила название системы дальних транзитных нефтепроводов и в которую входят такие трубопроводы, как Нижневартовск - Курган - Самара; Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск; Сургут - Полоцк; Холмогоры - Клин; Самара - Тихорецкая; система нефтепроводов "Дружба" и другие трубопроводы, включая выходы к экспортным терминалам.
1. Понятие, классификация магистральных нефтепроводов
Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов (при перекачке нефтепродукта иногда употребляют термин нефтепродуктопровод). В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензино-, керосин-, мазутопроводом и т.д.
По своему назначению нефте- и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы:
промысловые - соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах;
магистральные (МН) - предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов (в том числе стабильного конденсата и бензина) из районов их добычи (от промыслов) производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий и НПЗ). Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 219 до 1400 мм и избыточным давлением от 1,2 до 10 МПа;
технологические - предназначенные для транспортировки в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий различных веществ (сырья, полуфабрикатов, реагентов, а также промежуточных или конечных продуктов, полученных или используемых в технологическом процессе и др.), необходимых для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.
Согласно СНиП 2.05.06 - 85 магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм): 1 - 1000-1200 включительно: II - 500-1000 включительно; III - 300-500 включительно; IУ - 300 и менее
Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.07 - 85 устанавливает для магистральных нефтепроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик на любом участке трубопровода:
Приведенная классификация и категории трубопроводов определяют в основном требования, связанные с обеспечением прочности или неразрушимости труб. В северной природно-климатической зоне все трубопроводы относятся к категории III. 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, категории I или II. К высшей категории В относятся трубопроводные переходы через судо- и несудоходные реки при диаметре трубопровода 1000 мм и более. К участкам категории I относятся под - и надводные переходы через реки, болота типов II и III, горные участки, вечномерзлые грунты.
Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов согласно СНиП 27.05.06-85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных случаях допускается прокладка нефте - и газопроводов в одном коридоре.
Технологические трубопроводы в зависимости от физико-химических свойств и рабочих параметров (давления Р и температуры Т) подразделяются на три группы (А, Б, В) и пять категорий. Группу и категорию технологического трубопровода устанавливают по параметру, который требует отнесения его к более ответственной группе или категории. Класс опасности вредных веществ следует определять по ГОСТ 12.1 005-76 и ГОСТ 12.01.007-76, взрывопожароопасность - по ГОСТ 12.1 004-76. Нефти имеют класс опасности II, масла минеральные нефтяные - III, бензины - IV.
Для технологических трубопроводов нефтеперекачивающих станций важное значение имеет правильный выбор параметров транспортируемого вещества. Рабочее давление принимается равным избыточному максимальному давлению, развиваемому насосом, компрессором или другим источником давления, или давлению, на которое отрегулированы предохранительные устройства. Рабочую температуру принимают равной максимальной или минимальной температуре транспортируемого вещества, установленной технологическим регламентом или другим нормативным документом (СНиП, РД, СН п т.д.).
2. Состав сооружений магистральных нефтепроводов
В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки (рис.1). В свою очередь линейные сооружения согласно СНиП 2.05.06 - 85 включают: трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов; противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода; емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода; пункты подогрева нефти указатели и предупредительные знаки.
Рис 1.
Основные элементы магистрального трубопровода - сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие 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 (например для исключения возможности замерзания скопившейся воды) Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые илы сварные трубы диаметром 300-1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.
На пересечениях крупных рек нефтепроводы иногда утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями закрепляют специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100-200 мм больше диаметра трубопровода.
С интервалом 10-30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.
Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода.
Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70-150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел разбросанный на большой территории, ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач (ЛЭП) напряжения от 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.д. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3-1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.
Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высоко застывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.
По трассе нефтепровода могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны.
Конечный пункт нефтепровода - либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.
Заключение
Трубопроводы в нашей стране по темпам роста грузооборота намного опередили другие виды транспорта. Доля их в общем объеме перевозок быстро росла и достигла почти трети общего грузооборота страны. Столь стремительные темпы объясняются исключительно высокой экономичностью трубопроводов. Достаточно сказать, что на доставку каждой тонны нефти по трубам требуется в 10 с лишним раз меньше трудовых затрат, чем для ее перевозки по железным дорогам. Этот прогрессивный вид транспорта экономит ежегодно труд примерно 750 тысяч человек.
В настоящее время трубопроводный транспорт становится средоточием новейших достижений отечественной науки и техники. Казалось бы, что тут хитрого: труба она и есть труба... Но само по себе изготовить трубу, да еще большого диаметра - достаточно сложная инженерно-техническая задача. Тем не менее, в короткий срок производство таких труб было налажено на предприятиях нашей страны.
В настоящее время все магистральные нефтепроводы России эксплуатируются ОАО "АК Транснефть", которое является транспортной компанией и объединяет 11 российских предприятий трубопроводного транспорта нефти, владеющих нефтяными магистралями, эксплуатирующих и обслуживающих их. При движении от грузоотправителя до грузополучателя нефть проходит в среднем 3 тыс. км. ОАО "АК Транснефть" разрабатывает наиболее экономичные маршруты движения нефти, тарифы на перекачку и перевалку нефти с утверждением их в Федеральной энергетической комиссии (ФЭК).
Список литературы
1. Гумеров А.Г. Магистральные нефтепроводы. - М., Нефть, 2001
2. Азметов Х.А. Ремонт магистральных нефтепроводов. - М., Промышленность, 1990
3. Гумеров Р.С. Понятие, классификация магистральных нефтепроводов. - М., Нефть и газ, 1999.
4. Векштейн М.Г. Состав сооружений магистральных нефтепроводов. - М., Промиздат, 2001
Подобные документы
Нефтепровод как трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов, его разновидности и функциональные особенности: внутренние, местные и магистральные. Состав сооружений магистральных трубопроводов. Сооружение криволинейных участков.
контрольная работа , добавлен 05.12.2012
Общая характеристика трубопроводного транспорта как способа транспортировки газа и нефти. Рассмотрение правил выбора трассы; изучение физических параметров нефти. Технологический и гидравлический расчет нефтепровода; определение возможных станций.
курсовая работа , добавлен 26.04.2014
Пропускная способность проезжей части городской дороги как важнейший критерий. Методики определения пропускной способности контрольных участков на Ленинградском проспекте, ограничивающие условия, рекомендации по улучшению эксплуатационных характеристик.
курсовая работа , добавлен 25.06.2009
Расчет основных параметров траншеи. Анализ конструкции бульдозера и одноковшового экскаватора. Определение их количества и основных параметров. Технические характеристики самосвала, автотопливозаправщика, полуприцепа, тягача, водовоза, автомастерской.
курсовая работа , добавлен 03.06.2015
Развитие промышленного транспорта. Общие условия и принципы расчета пропускной способности промышленного транспорта предприятия. Пропускная и перерабатывающая способность промышленных станций, подъездных путей и перегонов, фронтов погрузки и выгрузки.
контрольная работа , добавлен 08.12.2013
История строительства Великого Сибирского пути. Основные участки Транссибирской магистрали, расположение и протяженность. Значение железной дороги для развития экономики, ускорения и роста оборота товаров. Недостаточная пропускная способность магистрали.
реферат , добавлен 21.03.2011
Характеристика складского хозяйства. Состав подвижного состава и средств механизации погрузочных работ. Среднесуточная пропускная способность склада, расчет производительности автомобиля. Определение числа постов погрузки. Правила приёмки и выдачи грузов.
курсовая работа , добавлен 13.03.2010
Структура транспортного комплекса. Железнодорожные, воздушные, внутренние водные и автомобильные грузоперевозки. Трубопроводный транспорт, перегонки и эксплуатация нефтепроводов. Проблемы и перспективы развития транспортного комплекса Красноярского края.
реферат , добавлен 16.01.2011
Зарождение трубопроводного транспорта как основы развития нефтяной промышленности. Рассмотрение строения гидравлических, пневматических установок, технологических и магистральных трубопроводов. История создания нефтепровода Баку-Тбилиси-Джейхан.
реферат , добавлен 27.02.2010
Характеристика и анализ пассажиро- и грузооборота железнодорожного, автомобильного, морского и авиатранспорта в России. Основные технико-экономические особенности различных видов транспорта. Грузооборот трубопроводного транспорта в части нефти и газа.