Каково назначение магистральных трубопроводов

Магистральный трубопровод — сооружение линейного типа, пред­ставляющее непрерывную трубу, вдоль которой размещаются сооружения, обеспечивающие перекачку транспортируемого продукта при заранее заданных параметрах (давлении, температуре, пропускной способности и т.п.).

В отличие от других линейных сооружений, таких как автодороги, железные дороги, магистральный трубопровод в течение всего срока эксплуатации находится в сложном напряженном состоянии под воздействием внутреннего давления перекачиваемого продукта и работает как сосуд высокого давления.

Если по нему перекачивается нефть, газ, бензин и т.п., то это делает его к тому же чрезвычайно энергонасыщенным сооружением.

Это необходимо иметь в виду при определении состава сооружений магистрального трубопровода и их роли в обеспечении надежной эксплуатации трубопровода и уменьшении энергетических потерь в случаях возможных разрушений труб.

Состав сооружений и их назначение зависят от вида транспортируемого продукта.

Магистральный газопровод включает следующие группы сооружений (рис.

6): головные, линейные, компрессорные станции (КС), га­зораспределительные станции (ГРС) в конце трубопровода, подземные хранилища газа (ПХГ), объекты связи (высокочастотной и селекторной), системы электрозащиты сооружений трубопровода от коррозии, вспомогательные сооружения, обеспечивающие бесперебойную работу газопровода (линии электропередач, водозаборные устройства и водопроводы, канализация и т.п.), объекты ремонтно-эксплуатационной службы, административные и жилищно-бытовые сооружения.

Рис. 6. Схема магистрального газопровода: 1 — промысел; 2 — газосборный пункт; 3 — головная КС; 4 — отвод и ГРС; 5,6 — переходы через дороги; 7 — промежуточная КС; 8,9 — переходы через реку и овраг; 10 — подземное газохранилище; 11 — станция катодной защиты; 12 — конечная ГРС

Головными называют сооружения, на которых газ готовят к дальнему транспортированию. Комплекс головных сооружений (ГС) зависит от состава и давления газа, добываемого на промысле и поступающего на газосборный пункт.

В комплекс ГС входят: установки по очистке газа от механических примесей, влаги, установки отделения от серы и высокоценных компонентов.

К ГС относят и КС в начальной точке газопровода, на территории которой обычно размещается комплекс перечисленных сооружений.

Линейная часть газопровода представляет собой непрерывную трубу, собранную из отдельных труб между промежуточными КС и пересекающую на всем протяжении от начальной до конечной точек естественные и искусственные препятствия, обходящую населенные пункты и особо сложные для строительства участки. Некоторые из этих препятствий показаны на рис. 6 (поз. 5, 6, 8, 9). Конечно, схема Рис. 6 лишь очень условно отображает реальные условия действительной местности.

Компрессорные станции представляют площадочный комплекс со­оружений, состоящий из определенного числа и типа функциональных блоков, предназначенных для выполнения основных и вспомогательных процессов.

Модель функционирования КС показана на рис. 7.

Основное назначение КС — сжатие газа — реализуется на установках элемента 1 (поршневой компрессор, центробежный нагнетатель) в функциональном блоке Т, включающем компрессорный цех.

Для работы элементов 1 в блоке Т имеются энергетические установки (газовые турбины, электродвигатель, дизель — элемент 2, а кроме того, в нем имеются устройства охлаждения двигателей и смазочного масла — элемент 3, устройства подготовки газа к дальнему транспортированию (очистка, осушка, одоризация) — элемент 4.

Эти устройства управляются с помощью средств автоматики (А1, А2, АЗ, А4), относящихся к функциональному блоку автоматического Управления (АУ).

В состав КС входит также блок ремонта Р со складом материалов, запасных частей.

Для нормальной работы обслуживающего персонала на КС имеется Функциональный блок жизнеобеспечения Ж (жилье, объекты культурно-бытового назначения).

Для выполнения вспомогательных технологических функций необходимы функциональные блоки ИТ и ИРЖ, включающие элементы энергоснабжения, освещения, вентиляции по­мещений и площадок, водо- и теплоснабжения, пожаротушения, канализации, связи, обеспечения топливом двигателей функциональных блоков Та Ж, обеспечения ГСМ и т.д.). Все функциональные блоки выполняются в виде зданий и сооружений, блоков-боксов.

Рисунок 7 — Модель функционирования КС

Для примера на рис. 8 показаны возможные трансформации ком­поновочных решений по КС (основной функциональный блок 7).

Рисунок 8 -. Компоновочные решения компрессорных цехов: а — традиционная схема компрессорного цеха; б — схема без помещения для нагнетателей; в — схема без подвальных помещений; г — схема компактного размещения агрегатов; д — расположение агрегатов в трубе

Общий вид одной из КС показан на рис. 9.

Газораспределительные станции предназначены для снижения давления газа до уровня, необходимого потребителям газа (от 0,3 до МПа).

Кроме того, на ГРС осуществляются дополнительная очистка и осушка газа и, если степень одоризации недостаточна, дополнительное введение одоранта.

Давление газа в магистрали предусматривается в широком диапазоне — от 1,0 до 10 МПа, на выходе — от 3 до 1,2 МПа, иногда (при промышленном потреблении и разводя­щей сети среднего давления) — до 2,5 МПа.

В зависимости от производительности ГРС подразделяются на две группы: первая группа предназначена для малых и средних газопотребителей с расходом газа менее 250 тыс. м3/ч, вторая группа — для крупных газопотребителей с расходом более 250 тыс. м3/ч.

Рисунок 9 — Общий вид КС: 1 — газоперекачивающие агрегаты; 2 — передвижная мастерская; 3 — блок емкости масел; 4 — резервуар для воды; 5 — насосная нулевого подъема; 6 — насосная масел; 7 — операторская; 8 — узел связи; 9 — электрощитовая и аккумуляторная; 10 — объемная трансформаторная подстанция; 11 — ПАЭС-1250; 12 — материальный склад; 13 — ремонтная мастерская; 14 — перекачивающая насосная станция; 15 — блок-бокс редуцирования газа; 16 — установка очистки газа

• На ГРС имеются следующие комплексы оборудования:
• · узлы очистки поступающего газа от пыли и жидкости, оборудуемые висциновыми фильтрами, масляными пылеуловителями или газо­выми сепараторами;
• · узлы редуцирования, где давление газа снижается и автоматически поддерживается на заданном уровне с помощью регуляторов давления (РД) различной мощности; узлы учета количества газа с камерными диафрагмами на выходных газопроводах и расходомерами-дифманометрами;
• · узлы переключения с запорными устройствами для направления потоков газа непосредственно в выходные газопроводы по базисным линиям, минуя ГРС в аварийных ситуациях, либо при ремонте установок; на выходных линиях устанавливают пружинные предохранительные клапаны, через которые в случае непредвиденного повышения Давления в системе газ автоматически сбрасывается в атмосферу; установки подогрева газа для предотвращения образования гидратных пробок; обычно для этого используют водогрейные котлы; Установки одорирования газа с одоризационными колонками и емкостями для одоранта;
• · внешние входные и выходные трубопроводы — гребенка с большим числом запорной арматуры;
• · устройства КИП и автоматики;
• · электрооборудование и регулирующие устройства электрохимической защиты линейной части газопровода.
• Все ГРС оборудуют автоматически действующими регулирующими клапанами в комплексе с РД или пневмореле, расходомерами и другими установками.

Подземные хранилища газа обеспечивают регулирование сезонной неравномерности потребления газа. Сооружаются газохранилища в выработанных нефтяных и газовых месторождениях, а также в благоприятных геологических структурах (водоносные пористые пласты). Для хранения жидких газов хранилища сооружают и в отложениях каменной соли. На рис. 10 изображена схема ПХГ в водоносном пласте.

Магистральные нефтепровод и нефтепродуктопровод включают следующие группы сооружений (рис. 11).

Рисунок 10 — Схема подземного газохранилища: 1 — КС; 2 — установка по подготовке газа; 3 — эксплуатационная скважина; 4 — наблюдательная скважина; 5 — горные породы; 6 — верхний водоупор; 7 — пласт коллектор, заполненный газом; 8 — часть пласта, заполненная водой; 9 — нижний водоупор

Головные сооружения, состоящие из головной насосной станции (ГНС) и подводящих трубопроводов, по ним нефть или нефтепродукты поступают в резервуары ГНС.

На ГНС размещаются резервуарный парк, основная и подпорная насосные станции (НС), внутриплощадочные трубопроводы, установ- счетчиков, площадка запуска скребкового очистителя (на нефтепро дуктопроводах — шаровых разделителей), помещение фильтров тонкой очистки, системы общего и оборотного водоснабжения, канализации, электроснабжения, здания административно-бытового и эксплуатационно-хозяйственного назначений, включая лабораторию, ремонтно-механическую мастерскую, склад ГСМ. Резервуарный парк предназначается для приемки и сдачи нефти и нефтепродуктов, разделения нефтепродуктов по сортам, а также для их приемки в случае аварийной остановки трубопровода.

Рисунок 11 — Схема магистрального нефтепровода: 1 — промысел; 2 — нефтесборный пункт; 3 — подводящие трубопроводы; 4 — головные сооружения; 5 — колодец пуска скребка; 6 — линейный колодец; 7 — переход под железной дорогой; 8 — переход через реку; 9 — переход через овраг; 10 — конечный распределительный пункт

В целом функционирование НС осуществляется по такому же принципу, как показано на рис. 7, с некоторым изменением назначения отдельных элементов.

Линейная часть состоит: из собственно трубопровода с ответвлениями и лупингами (лупинг — трубопровод, идущий на некотором участке параллельно основному), запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды; установок электрохимической защиты; линий технологической связи (кабельные воздушные и радиорелейные); сооружений линейной службы эксплуатации; постоянных вдольтрассовых дорог и подъездов к ним; вдольтрассовых линий электропередач и других объектов. Назначение линейных сооружений — обеспечение заданных режимов перекачки нефти или нефтепродукта.

Промежуточные насосные станции (ПНС) принимают и направляют нефть и нефтепродукты далее по трубопроводу до следующей станции, к конечным и промежуточным распределительным пунктам.

Важным моментом в работе ПНС является организация движения нефти или нефтепродукта в пределах территории станции.

Если на ГНС устанавливают резервуары общим объемом до 1-2 млн м3, то на ПНС сооружают два-четыре резервуара объемом 1000-5000 м3, имеющие чисто технологическое назначение.

Резервуары играют важную роль в обеспечении нормальной работы ПНС. Они необходимы для накопления некоторого запаса нефти или нефтепродуктов.

Запасы предназначены для обеспечения безостановочной перекачки нефти в случаях неожиданной остановки работы трубопровода на предыдущем перегоне (участке).

Насосная станция может работать на запасе нефти, содержащейся в резервуарном парке. Кроме того, наличие резервуаров позволяет вести точный учет перекачиваемой нефти.

На рис. 12 показана схема стального вертикального цилиндрического резервуара. Объем таких резервуаров составляет от 1000 до 2000 м3 и более.

Принципиальные схемы обустройства нефтегазовых объектов

В состав магистральных нефтепроводов (МН) входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие насосные станции, резервуарные парки.

В состав линейных сооружений входят следующие элементы: трубопровод дальнего транспорта нефти с ответвлениями и лупингами: запорная арматура: переходы через естественные и искусственные препятствия; узлы подключения нефтеперекачивающих станций (НПС); узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств; установки электрохимической защиты от коррозии; линии электропередачи и линии связи; средства телемеханики и устройства дистанционного управления запорной арматурой: земляные амбары для аварийного выпуска нефти: пункты подогрева нефти; противопожарные средства; постоянные дороги и указатели ( рис. 5.2).

Собственно трубопровод представляет собой сваренные в непрерывную нитку трубы. Обычно верхнюю образующую магистральных трубопроводов (МТ) заглубляют в грунт на глубину 0,8 м, если иная глубина заложения не диктуется особыми условиями.

При прокладке МН в районах с вечномерзлыми грунтами или через болота трубы укладываются на опоры или в искусственные насыпи. Для них применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300-1220 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением, которое может достигать 10 МПа.

Помимо магистральных существуют промысловые, технологические и распределительные трубопроводы.

На пересечениях крупных рек трубопроводы утяжеляют грузами или бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной нитки перехода через реки укладывают резервную нитку того же диаметра.

Рис. 5.2. Состав сооружений МН

В зависимости от рельефа трассы на трубопроводе с интервалом 10-30 км устанавливают задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются по трассе с интервалом 70-150 км и оборудуются центробежными насосами с электроприводом. Подача (расход) магистральных насосов может достигать 12500 . Головная НПС располагается вблизи нефтяного промысла и отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным трехсуточной пропускной способности МН. Если длина МН превышает 800 км. его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км. в пределах которых возможна независимая работа насосов. Промежуточные НПС, расположенные на границах эксплуатационных участков, имеют резервуарные парки объемом до 1,5-суточной пропускной способности МН.

На трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти, устанавливают тепловые станции с печами подогрева. Такие трубопроводы имеют теплоизоляционное покрытие.

Затраты на строительство линейной части достигают 80% от общего объема капитальных вложений. Чем больше диаметр труб, тем больше доля стоимости труб в общей стоимости линейной части. При диаметре нефтепровода 320 мм металловложение в проект составляет 60 т/км, при диаметре 1220 мм — 420 т/км.

Например, при переходе от диаметра 720 мм на диаметр 1020 мм металловложение увеличивается в 1,8 раза. Поэтому трассы нефтепроводов большого диаметра стремятся максимально спрямить. С увеличением диаметра уменьшаются удельные затраты на перекачку нефти.

Примерно 20% капитальных вложений приходится на нефтеперекачивающие станции.

С увеличением рабочего давления и диаметра труб возрастает толщина стенок. При повышении давления увеличивается стоимость единицы длины нефтепровода, однако удельные эксплуатационные затраты при этом уменьшаются.

Например, при перекачке нефти со средней скоростью 1,5 м/с по трубам разного диаметра удельный расход энергии ( на 1000 ) составляет: диаметр 530 мм — 23,6; диаметр 720 мм — 14,8; диаметр 920 мм — 10,6.

В зависимости от прохождения трассы по равнинным участкам или через сложные естественные преграды стоимость сооружения линейной части может увеличиться в несколько раз. После определения оптимального направления трассы проводят выбор площадок для размещения НПС и уточняют на основании гидравлического расчета параметры нефтепровода.

• МН подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:
• I класс — диаметр свыше 1000 мм;
• II класс — от 500 до 1000 мм включительно;
• III класс — от 300 до 500 мм включительно;
• IV класс — 300 мм и менее.
• В зависимости от класса выбираются безопасные расстояния от трубопровода до строений и сооружений.

Установлены также следующие пять категорий участков трубопроводов, которые требуют обеспечения повышенных прочностных характеристик, объема неразрушающего контроля и величины испытательного давления: B, I, II, III, IV. Наиболее высокой и ответственной является категория B.

К последней категории относятся переходы диаметром 1000 мм и более через судоходные и широкие водные преграды, газопроводы внутри компрессорных, газораспределительных станций и подземных хранилищ газа (ПХГ). К участкам IV категории относятся трубопроводы, проходящие по равнинной местности в устойчивых грунтах вдали от строений и сооружений.

Вдоль трассы МТ проходит линия связи, которая имеет в основном диспетчерское назначение. Расположенные вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопроводы от наружной коррозии.

По трассе нефтепровода могут сооружаться пункты налива нефти в железнодорожные цистерны. Допустимые радиусы изгиба трубопровода в различных плоскостях определяют из условия прочности и устойчивости положения.

На трассе МН через каждые 500 м устанавливаются знаки высотой до 2 м с надписями-указателями .

Конечный пункт нефтепровода — либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо морская перевалочная нефтебаза, откуда нефть танкерами перевозится потребителям.

Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку.

Газ с месторождений поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода.

Далее газ поступает на головную компрессорную станцию и в магистральный газопровод (МГ).

В состав сооружений магистрального газопровода входят следующие основные объекты ( рис. 5.3):

• головные сооружения;
• компрессорные станции (КС);
• газораспределительные станции (ГРС);
• подземные хранилища газа (ПХГ);
• линейные сооружения.

Рис. 5.3. Схема магистрального газопровода

1. МГ в зависимости от рабочего давления подразделяются:
2. I класс — от 2,5 до 10 МПа включительно;
3. II класс — от 1,2 до 2,5 МПа включительно.

На головных сооружениях добываемый газ подготавливается к транспортировке. В первый период разработки месторождений давление газа достаточно велико, поэтому нет необходимости в использовании головной компрессорной станции. Эту станцию строят на более поздних этапах разработки газовых месторождений.

Компрессорные станции (КС) предназначены для перекачки газа от месторождений или подземных хранилищ до потребителя. Кроме того, на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также его осушка.

Объекты КС проектируются в блочно-модульном исполнении и оборудуются центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. Газотурбинным приводом оснащено более 80% всех КС, а электроприводом — около 20%.

Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) предназначены для сжатия природного газа, достаточного для обеспечения его транспортировки с заданными технологическими параметрами. Газоперекачивающие агрегаты размещаются в блок-контейнерах, состоящих из отсеков двигателей (приводов) и нагнетателей. Базовая сборочная единица — блок турбоагрегата и оборудование технологических систем.

Установка охлаждения газа преимущественно состоит из аппаратов воздушного охлаждения (АВО). При компримирова-нии (сжатии) газ нагревается, что приводит к увеличению его вязкости, затрат мощности на перекачку и увеличению продольных напряжений в трубопроводе.

Охлаждение газа после его компримирования увеличивает производительность и устойчивость газопровода, ослабляет действие коррозионных процессов. Газ охлаждают водой и воздухом в тешюобменных аппаратах различной конструкции. Конструктивно АВО представляет собой вентилятор с диаметром лопастей до 7 м.

Количество АВО определяется теплотехническими расчетами. Рабочая температура охлаждаемой среды на входе в аппарат до , на выходе — до .

Газораспределительные станции (ГРС) сооружают в конце каждого МГ или отвода от него. Высоконапорный газ не может быть непосредственно подан потребителям. На ГРС осуществляется понижение давления газа до требуемого уровня, очистка от механических частиц и конденсата, одоризация и измерение расхода.

К линейным сооружениям относятся собственно МТ, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода, переходы через препятствия, станции противокоррозионной защиты, линии технологической связи, отводы от МГ и сооружения линейной эксплуатационной службы.

Линейные сооружения газопроводов отличаются от аналогичных сооружений нефтепроводов тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, расстояние между которыми должно быть не более 30 км. Кроме того, для сбора выпадающего конденсата сооружаются конденсатос-борники. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и арматура рассчитаны на рабочее давление до 10 МПа.

При параллельной прокладке двух и более МГ в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки размещаются на расстоянии не менее 40 км друг от друга, а также перед компрессорными станциями и после них.

Подземные хранилища газа (ПХГ) служат для компенсации неравномерности газопотребления. Использование подземных структур для хранения газа позволяет существенно уменьшить капиталовложения в хранилища.

Магистральный нефтепровод (МН) имеет в своем составе головную нефтеперекачивающую станцию (НПС) и промежуточные НПС. Головная НПС предназначена для приема нефти с установок ее подготовки на промысле и закачки в МН.

Промежуточные НПС обеспечивают поддержание в трубе напора, достаточного для дальнейшей перекачки нефти ( рис. 5.4). Объекты в составе НПС подразделяются на две группы: основного (технологического) и вспомогательного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учета нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел регулирования давления и предохранительные устройства; камеры пуска и приема очистных и диагностических устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

Рис. 5.4. Технологическая схема промежуточной НПС

К объектам второй группы относятся: понижающая электрическая подстанция с распределительными устройствами; комплекс водоснабжения; комплекс по отводу промышленных стоков; котельная с тепловыми сетями; узел связи: лабораторный корпус; мастерские; пожарное депо; склад и т. д.

На головных НПС осуществляются следующие технологические операции: прием и учет нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти; закачка нефти в МТ; запуск в полость трубопровода очистных и диагностических устройств.

На промежуточных НПС осуществляется увеличение напора транспортируемой нефти.

При работе НПС в режиме «из насоса в насос» (конец предыдущего участка трубы МН подключен к линии всасывания насосов) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков.

В других случаях резервуарные парки имеются. На промежуточных НПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.

МН разбиваются на эксплуатационные участки протяженностью до 800 км, которые соединяются друг с другом через резервуарные парки, поэтому в течение некоторого времени каждый участок может вести перекачку независимо от соседних участков. Эксплуатационные участки в свою очередь состоят из 3-5 более коротких участков, разделенных промежуточными НПС. которые работают в режиме «из насоса в насос» и гидравлически связаны друг с другом.

Для снижения затрат на сооружение НПС используется метод их блочно-модульного исполнения. Все оборудование станции входит в состав функциональных блоков, монтируется и испытывается на заводе. При этом блочно-модульные НПС могут быть открытого типа, когда насосные агрегаты размещаются под навесом на открытом воздухе.

Важным элементом НПС является узел учета нефти на потоке, который размещают на пути движения нефти из резервуара к нефтепроводу между подпорной и магистральной насосными.

Типичным элементом схемы НПС является узел приема-пуска средств очистки и диагностики внутренней полости нефтепровода. На головных НПС размещаются только камеры пуска, на промежуточных — камеры пуска и камеры приема, на конечных—только камеры приема.

Каждое из средств очистки обладает своими преимуществами и недостатками.

Например, эластичный шаровой разделитель обладает повышенной проходимостью, способен преодолевать сужения трубы и крутые повороты, но обладает худшими очистными свойствами по сравнению со скребками.

Для приема разделителей с предыдущего участка используют специальную камеру, в которую разделитель поступает вместе с потоком нефти. Для пуска разделителей используется другая камера, из которой разделители вместе с потоком нефти уходят на следующий участок нефтепровода.

Магистральный газопровод (МГ) в своем составе имеет головную и промежуточные компрессорные станции (КС), обеспечивающие расчетную пропускную способность трубопровода ( рис. 5.5).

Рис. 5.5. Технологическая схема промежуточной КС с центробежными нагнетателями

В начальный период разработки месторождений давление поступающего природного газа бывает достаточно большим, поэтому необходимость в сооружении головной КС отсутствует. Головную КС строят позднее, уже после ввода МГ в эксплуатацию.

Размещение КС по длине трассы зависит от рабочих параметров МГ. Обычно оно колеблется в пределах 80-150 км.

Головная КС предназначена для приема газа от источников (с промысла), очистки его от пыли и сероводорода, осушки, охлаждения и компримирования — сжатия до рабочего давления.

Для выполнения этих технологических операций в составе головной КС имеются следующие объекты:

• узел пылеуловителей;
• узел очистки газа от серы и сероводорода;
• узел осушки газа, состоящий из цеха низкотемпературной сепарации, холодильной станции, конденсатного парка, насосной для подачи диэтиленгликоля и др.;
• компрессорный цех: аппарат воздушного охлаждения (АВО);
• понизительная электроподстанция, если в качестве привода используются электродвигатели;
• электростанция собственных нужд, если приводом служит газотурбинная установка;
• оборотная система водоснабжения с градирней;
• пожарная система водоснабжения с водонапорной башней;
• система канализации, склады и др.

Промежуточная КС используется для очистки газа от пыли и его компримирования. В состав сооружений промежуточной КС входят:

• узел подключения КС к МГ, цех очистки газа с системой маслохозяйства:
• наружная обвязка центробежных нагнетателей;
• компрессорный цех, оборудованный нагнетателями с приводом от газовых турбин или от электродвигателей. Цех включает в себя насосную оборотного водоснабжения, а также пункт подготовки и редуцирования топливного и пускового газа для КС, оборудованных газовыми турбинами; АВО;
• электростанция собственных нужд для КС с приводом от газовых турбин;
• межцеховые технологические трубопроводы газа, воды и масла:
• открытое и закрытое распределительные устройства на КС с приводом от электродвигателей. ОРУ состоят из силовых понижающих трансформаторов и масляных выключателей. ЗРУ включают в себя пусковую аппаратуру электродвигателей и трансформаторы собственных нужд:
• контрольно-распределительный пункт (КРП) для редуцирования газа на нужды КС.

Классификация магистральных трубопроводов

• В соответствии с российскими строительными нормами трубопро­воды для добычи и транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов подразделяются на четыре группы:
• • промысловые трубопроводы;
• • технологические трубопроводы;
• • магистральные трубопроводы;
• • распределительные трубопроводы.

Промысловые трубопроводыпрокладываются от скважин к уста­новкам подготовки газа, газового конденсата или нефти на промыс­лах. Они служат для сбора продуктов скважин и их транспортировки на установки комплексной подготовки газа (УКПГ) или установки комплексной подготовки нефти (УКПН), а также для подачи очищен­ного газа, ингибитора и сточных вод под большим давлением в неф­тяные скважины. Обычно диаметры промысловых трубопроводов составляют 100—200 мм; диаметр промыслового коллектора — 500—1000 мм. Давления в промысловых трубопроводах достигают 32 МПа (320 кгс/см2) и более.

Глава 8. Линейные объекты магистрального трубопроводного транспорта 293

Технологические трубопроводыпрокладываются на территории УКПГ и УКПН и предназначены для соединения между собой техно­логического оборудования, на котором осуществляется очистка неф­ти или газа от механических примесей, воды и других компонентов.

Магистральные трубопроводыпредназначены для дальней транс­портировки подготовленных на промысловых сооружениях нефти, газа, газового конденсата.

Кроме того, магистральный трубопровод прокладывается от газоперерабатывающих и нефтеперерабатываю­щих (нефтепродуктопровод) заводов до районов их потребления.

Диа­метры магистральных трубопроводов могут быть от 200 до 1400 мм, рабочие давления в них могут составлять от 2,5 МПа (25 кгс/см2) до 10,0 МПа (100 кгс/см2).

Распределительные трубопроводыпрокладываются от магист­ральных трубопроводов к местам непосредственного потребления газа или нефтепродуктов. Диаметр таких трубопроводов обычно со­ставляет 100—300 мм, рабочие давления не превышают 1,2 МПа (12 кгс/см2).

Рассмотрим классификацию трубопроводов и их участков по слож­ности строительства.

В соответствии со СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопрово­ды» магистральные газопроводы подразделяются на два класса в за­висимости от рабочего давления:

1. • I класс — рабочее давление свыше 2,5 МПа (25 кгс/см2) до 10,0 МПа (100 кгс/см2) включительно;
2. • II класс — рабочее давление свыше 1,2 МПа (12 кгс/см2) до 2,5 МПа (25 кгс/см2) включительно.
3. Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подраз­деляются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:
4. • I класс — диаметр свыше 1000 мм до 1200 мм включительно;

• • II класс — диаметр свыше 500 мм до 1000 мм включительно;
• • III класс — свыше 300 мм до 500 мм включительно;
• • IV класс — 300 мм и менее.
• В зависимости от класса трубопровода выбираются безопасные расстояния от трубопровода до строений и сооружений при проекти­ровании.
• Наряду с этой классификацией для трубопроводов и их участков ус­тановлены категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик (выбора коэффициента условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и Деформативность), объема неразрушающего контроля сварных соеди­нений и величины испытательного давления. В соответствии со СНиП

294 Часть II. Объекты и сооружения подготовки и транспорта …

К категории «В» относятся: переходы нефтепровода и нефтепро-дуктопровода диаметром 1000 мм и более через судоходные водные преграды и несудоходные шириной зеркала воды 25 м и более; газо­проводы внутри зданий компрессорных станций (КС), подземных хранилищ газа (ПХГ), газораспределительных станций (ГРС), нефте­перекачивающих станций (НПС) и др. К участкам IV категории отно­сятся трубопроводы, проходящие по равнинной местности, в устой­чивых грунтах, вдали от строений и сооружений.

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.

Так, если газопровод или нефтепровод раз­рушится на равнинной местности, вдали от строений и сооруже­ний и водоемов, то ущерб будет минимальным, а если газопровод разрушится на территории КС или нефтепровод на пересечении водотока, то ущерб будет значительный.

Поэтому к таким участкам трубопровода предъявляются более жесткие требования, чем к остальным.

Трубопроводы: Основные виды и категории armtorg.ru

Трубопроводы — виды и категорииТрубопроводом называется устройство предназначенное для транспортировки жидких, газообразных или сыпучих веществ. Основные виды трубопроводов приведены на рисунке ниже.

В зависимости от транспортируемой среды применяются термины: водопровод, газопровод, паропровод, нефтепровод, воздухопровод, маслопровод, кислотопровод, кислородопровод, бензопровод, молокопровод и т.д.

Основными общими параметрами трубопровода и арматуры являются:

 — Условный диаметр прохода DN (Dy), мм,

 — Условное давление РN (ру), МПа — Рабочая температура tp, °С среды. Различают рабочее давление рр, МПа и пробное давление рпр, МПа.

Магистральные трубопроводы предназначены для транспортировки среды на дальние расстояния.

Магистральный трубопровод включает в себя сооружения по подготовке транспортируемой среды, линейную часть, насосные или компрессорные и газораспределительные станции.

По рабочему давлению магистральные газопроводы подразделяют на трубопроводы низкого давления — рр < 1,2 МПа, среднего давления - рр = 1,2...2,5 МПа и высокого давления - рр > 2,5 МПа.

Городские (поселковые) коммунально-сетевые трубопроводы используются для удовлетворения нужд городского населения и небольших промышленных предприятий.

Газопроводы городского газового хозяйства в зависимости от назначения подразделяют на транзитные, распределительные и ответвления. Транспортировка газа по городскому газопроводу действующими нормами допускается при рр < 1,2 МПа.

Городские газопроводы считаются низкого давления при рр < 0,005 МПа, среднего давления при рр = 0,005...0,3 МПа и высокого давления при рр > 0,3 МПа.

Технологическими называют трубопроводы промышленных предприятий, по которым транспортируются сырье, полуфабрикаты и готовые продукты, пар, вода, топливо, реагенты и другие материалы, обеспечивающие выполнение технологического процесса и эксплуатацию оборудования, отработанные реагенты и газы, различные промежуточные продукты, полученные или использованные в технологическом процессе, отходы производства. В зависимости от размещения на промышленном объекте технологические трубопроводы подразделяют на внутрицеховые, соединяющие агрегаты и машины технологических установок цеха, и межцеховые, соединяющие технологические установки разных цехов. Внутрицеховые трубопроводы называются обвязочными, если они устанавливаются непосредственно в пределах отдельных аппаратов, насосов, компрессоров и др. и соединяют их.

Технологические трубопроводы делятся на пять категорий в зависимости от характера транспортируемой среды, рабочего давления и рабочей температуры. Категория трубопровода устанавливается проектом.

Технологические трубопроводы считаются холодными, если они работают при среде, имеющей рабочую температуру tp < 50 °С, и горячими, если температура рабочей среды tp > 50 °С.

В зависимости от условного давления среды трубопроводы подразделяются на вакуумные, работающие при абсолютном давлении среды ниже 0,1 МПа (абс), низкого давления, работающие при давлении среды от 0,1 до 1,6 МПа или от 0 до 1,5 МПа (изб.), среднего давления, работающие при давлении среды от 1,5 до 10 МПа (изб.).

• Безнапорными называются трубопроводы
• В зависимости от максимального рабочего давления газа газопроводы и газоустановки бывают: низкого давления (при рр < 0,015 МПа и при 0,015 МПа < рр < 0,1 МПа), среднего авления (при 0,1 МПа < рр < 0,3 МПа) и высокого (при 0,3 МПа < рр < 0,6 МПа и при 0,6 МПа < рр < 1,2 Мпа).

, работающие без избыточного давления («самотеком»). В зависимости от степени агрессивности транспортируемой среды трубопроводы подразделяются на три группы: с неагрессивной и малоагрессивной средой (скорость коррозии менее 0,1 мм/год), со среднеагрессивной средой (скорость коррозии 0,1 — 0,5 мм/год) и с высокоагрессивной средой (скорость коррозии более 0,5 мм/год).

В газовом хозяйстве заводов черной металлургии разрешается прокладка газопроводов как межцеховых, так и внутрицеховых с рабочим давление рр < 0,6 МПа. В случае производственной необходимости допускается давление рр = 1,2 МПа. Для прокладки газопроводов с давлением выше 1,2 МПа требуется разрешение Госгортехнадзора.

Судовые трубопроводы предназначены для транспортирования различных сред в условиях работы судовых установок и агрегатов. Они имеют различные назначение, протяженность, рабочие параметры и условия эксплуатации.

Машинные трубопроводы служат для передачи среды из одной части машины в другую или же из одного агрегата в другой. К ним относятся: топливопроводы в дизельных и бензиновых двигателях, маслопроводы в станках, самолетах и т.п.

Проектирование, изготовление и монтаж технологических и городских трубопроводов производятся в соответствии с техническими регламентами и правилами Госгортехнадзора. Исключение составляют трубопроводы с невысокими параметрами среды, например, для пара при рабочем давлении до 0,2 МПа (абс); для воды с температурой до 120 °С; временно установленные трубопроводы со сроком до 1 года и некоторые другие.

К трубопроводам, предназначенным для транспортирования огне- и взрывоопасных, а также токсичных или радиоактивных сред, предъявляются высокие требования в отношении безопасности, непроницаемости и долговечности материалов корпусных деталей и герметичности по отношению к внешней среде.

Независимо от температуры таких рабочих сред при транспортировании их под вакуумом или под давлением при диаметре трубопровода до 400 мм должны применяться стальные бесшовные трубы. Сварные трубы можно использовать только при условии их изготовления по специальным техническим условиям.

Соединения в трубопроводах для транспортирования сжиженных газов должны осуществляться главным образом сваркой. В местах установки арматуры, с целью присоединения ее к трубопроводу, могут быть применены фланцевые соединения. Они могут быть использованы и в трубопроводах, требующих периодической разборки в целях очистки или замены отдельных участков.

Сварка является наиболее целесообразным и надежным методом соединения стальных трубопроводов и арматуры с трубопроводом. Она широко применяется в трубопроводных системах различного назначения, но во многих случаях используются и фланцевые соединения, обладающие своими достоинствами и недостатками как разъемные соединения.

В трубопроводах с малыми условными диаметрами часто используются резьбовые соединения.

Магистральные нефтегазопроводы

ВВЕДЕНИЕ

  Трубопроводный транспорт является одним из наиболее экономичных, а в случае транспорта газообразных веществ — единственным видом транспорта. С другой стороны, это один из самых капитало- и металлоемких видов транспорта. Будучи при нормальной работе экологически чистым, он может нанести невосполнимый ущерб природе при авариях.

Отсюда понятно внимание,  уделяемое вопросам надежности и эффективности работы магистральных трубопроводов при их проектировании и эксплуатации.  Надежность работы обеспечивается соблюдением рекомендаций нормативных документов при проектировании и эксплуатации  трубопроводов (строительных норм и правил, норм технологического проектирования и правил эксплуатации).

  Эффективность работы зависит от технического состояния объектов и оборудования и рациональности их использования. Фактические условия работы трубопроводов отличаются от проектных. Так, производительность зависит как от возможности добычи нефти и газа, так и от потребности в них.

В процессе эксплуатации  меняется состояние линейной части и оборудования станций, что предопределяет изменение пропускной способности нефте- и газопроводов и изменение параметров работы при постоянной производительности.

В этих условиях приходится решать следующие задачи: выбор оптимальной схемы работы при заданной производительности, определение параметров работы при максимальной загрузке, разработка мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы.

  Решение задачи повышения эффективности эксплуатации трубопровода полностью зависит от качества выполнения анализа функционирования всего трубопровода и отдельных его элементов в предшествующий период. Результаты анализа должны позволить сделать вывод о фактическом состоянии линейной части и оборудования, рациональности их использования, экономичности используемой технологической схемы и об основных причинах, снижающих эффективность работы.

  В данной работе рассматриваются указанные проблемы и возможные методы их решения. Она будет полезна студентам при выполнении дипломных и курсовых проектов и других самостоятельных работ. 

1. ОСНОВНЫЕ  ПОЛОЖЕНИЯ  ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ  ТРУБОПРОВОДОВ

 Магистральные трубопроводы (МТ) (газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы), как правило, прокладываются подземно [1]. Прокладка по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) и на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение.

  Магистральные газопроводы (МГ) в зависимости от давления в трубопроводе подразделяются на два класса: I класс — при рабочем давлении свыше 2,5 до 10 МПа; II класс — при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа.

Магистральные нефтепроводы (МН) и нефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра подразделяются на четыре класса: I класс — при условном диаметре свыше 1000  до 1200 мм; II класс — свыше 500 до 1000 мм; III класс — свыше 300 до 500 мм;

• IV класс — 300 мм и менее.
•  Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения МТ и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этих зонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны МТ.

 Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливаться, исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода.

Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решается при проектировании.

  Выбор трассы трубопровода должен производиться по критериям оптимальности, учитывающим затраты при сооружении, техническом обслуживании и ремонте трубопроводов при эксплуатации, включая мероприятия по обеспечению сохранности окружающей среды, а также металлоемкость, конструктивные схемы прокладки, безопасность, заданное время строительства, наличие дорог и т.д. Диаметр трубопровода определяется расчетами в соответствии с нормами технологического проектирования.  При отсутствии необходимости в транспорте продукта в обратном направлении трубопровод следует проектировать из труб со стенкой различной толщины в зависимости от падения давления по длине трубопровода и условий эксплуатации. В зависимости от условий прокладки и эксплуатации МТ и участки делятся на пять категорий: IV — газопроводы диаметром менее 1200 мм и нефтепроводы диаметром менее 700 мм; III —  остальные нефтепроводы и газопроводы; II- трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, переходы через болота II типа, газопроводы D1,2(hд+hтр),                                    (1.5)

где  Н — превышение нижней образующей резервуара над осью всасывающего трубопровода насоса; hд — допустимый подпор  насоса; hтр — потери напора на трение в трубопроводе от резервуара до насоса.

Прежде чем задать вопрос прочитайте: FAQ

Напорный трубопровод (НТ), магистральный нефтепровод, газопровод (МНП, МГП)

Напорный трубопровод (НТ) — комплекс сооружений для транспортирования газообразных, жидких материалов

Напорный трубопровод (НТ) — комплекс сооружений для транспортирования газообразных, жидких материалов или их смесей при внутреннем абсолютном давлении в трубе более 0,1 МПa.

Технологический трубопровод — это НТ, соединяющий отдельные виды оборудования (внутри промысла, внутри объектов инфраструктуры) и транспортирующие продукты между цехами или промысловыми объектами.

Магистральный трубопровод — это НТ, транспортирующие продукты из pайонов их добычи, производства или хранения до мест переработки или потребления (нефтебазы, перевалочные базы, газохранилища, газораспределительные  станции городов и населенных пунктов и др).

Пo величине внутреннего давления трубопроводы подразделяют на НТ низкого давления (0,1-10 МПa) и НТ высокого давления (св. 10 МПa) давления. По способу прокладки НТ подразделяют на подземные, наземные, надземные трубопроводы и подводные.

НТ состоят из плотно соединённых труб, деталей трубопроводов (тройников, фланцев, переходов), запорной и регулирующей арматуры (задвижек, вентилей, кранов, предохранительных клапанов) и другого оборудования. НТ бывают прямоугольного, трапецеидального, круглого, овального и др. сечений.

НТ изготовляют из углеродистых и легированных сталей, цветных металлов и их сплавов. B специальных случаях, например, для повышения коррозионной стойкости (для стальных) или непроницаемости НТ применяют внутреннее покрытие стенок полимерами, стеклопластиками, эмалями, полиэтиленом и др. НТ могут эксплуатироваться при температурах ниже -150°C и выше 1200°C и давлениях более 245 МПa. Для сборки НТ используют неразъёмные (сварные, клапанные, клеевые и паяные) и разъёмные (фланцевые, муфтовые, резьбовые, ниппельные или штуцерные) соединения.

Для защиты НТ от температурных, деформаций применяют Компенсаторы или используют упругие свойства трубопровода, прокладывая его c самокомпенсирующимися участками.

Прежде чем приступить к реализации планов строительства новых трубопроводов, необходимо обеспечить полосу отвода земли от частных и государственных землевладельцев, за которые трубопроводные компании обычно будут платить.  Полоса отвода — это сервитуты, которые должны быть согласованы и подписаны как землевладельцем, так и трубопроводной компанией, и позволяют операторам трубопроводов приступить к установке и обслуживанию трубопроводов на этом участке.  Операторы трубопроводов могут получить право землеотвода путем покупки собственности или в судебном порядке. 

Отвод земли может быть постоянным или временным и требует одобрения госрегулятором.

Магистральный нефтепровод (МНП)