Магистрални тръбопроводи. Главен тръбопровод
(Документ)
n1.doc
1. Общи сведения за главните нефтопроводи
1.1 Предназначение и класификация на нефтопроводите
Обичайно е нефтопроводът да се нарича тръбопровод, предназначен за транспортиране на нефт и нефтопродукти, според предназначението си нефтопроводите се разделят на три групи:
Главни нефтопроводи (MN)- инженерни съоръжения, състоящи се от подземни, подводни, повърхностни и надземни тръбопроводи и свързаните с тях нефтени помпени станции (OPS), пунктове за приемане (PSP), резервоарни паркове (NB) за съхранение на нефт и други технологични съоръжения, които осигуряват транспортирането, приемането, доставката на нефт до потребителите или претоварване на друг вид транспорт;
Захранващи (местни) нефтопроводи– нефтопроводи, свързващи находищата с главните конструкции на нефтопроводите; петролни рафинерии (рафинерия) с товарни пунктове. Тяхната дължина може да достигне няколко десетки километра;
технологични– вътрешноплощадкови нефтопроводи между точките на връзване в главния нефтопровод на входа и изхода на ПС и др., предназначени за свързване на различни обекти и инсталации.
Според строителни нормии MN правилата са разделени на четири класа:
1 клас - д принад 1000 до 1200 mm включително;
2 клас - д принад 500 до 1000 mm включително;
3 клас - д принад 300 до 500 mm включително;
4 клас - д припо-малко от 300 мм.
Линията на преминаване на тръбопровода, разделена на терена от началната до крайната точка и определяща посоката на оста на тръбопровода, се нарича трасе. Трасето на МН преминава през участъци с различен релеф, с различни хидрогеоложки условия, пресича естествени (водни прегради, проломи и др.) и изкуствени (пътища и ж.п. линии, електрически подземни кабели и въздушни високоволтови линииелектропроводи и др.) препятствия. За безопасността на местоположението в близост до маршрута на обектите за различни целии в зависимост от условията на работа, съгласно SNiP 2.05.06-85*, линейната част и отделните участъци от главните тръбопроводи са разделени на категории. Във всяка категория се налагат определени изисквания за здравина на тръбопровода, за контрол на качеството на заварени съединения, предварителен хидравлично изпитванеи видовете изолация.
За магистрални нефтопроводи и нефтопродуктопроводи с диаметър 700 mm или повече за всички видове полагане в съответствие със SNiP 2.05.06-85* се приема категория III, а за диаметър по-малък от 700 mm за подземно полагане - IV . Отделни участъци от тръбопровода обаче могат да имат по-висока категория (виж таблица 1.1), която се присвоява в зависимост от условията на полагане и работа.
Таблица 1.1
Кратко описание на категориите раздели на MN
| Предназначение: условия на полагане и работа | Категория |
| 1 Нефтопроводи с диаметър по-малък от 700 mm за подземно полагане | IV |
| 2 Нефтопроводи, които не отговарят на параграфи 1, 3–5 | III |
| 3 Нефтопроводи, положени през територията на вечно замръзнали почви, преминаващи през блата от тип II, пресичащи заливни низини на реки | II |
| 4 Преминаване на нефтопроводи през реки, блата тип II и III, планински райони, ж.п. обща мрежа, пускови и приемни възли на пречиствателни устройства, нефтопроводи в помпената станция | аз |
| 5 Пресичане на нефтопровод D>1000 mm през водни препятствия | AT |
Полагането на тръбопроводи може да се извърши еднолинейно или успоредно на други тръбопроводи в техническия коридор. Техническият коридор MN се разбира като система от паралелни тръбопроводи по едно трасе. В някои случаи, при условие за проучване на осъществимостта и условие за осигуряване на надеждност на работа, се допуска съвместно полагане на нефтопроводи и газопроводи в един технически коридор.
В рамките на един технически коридор е разрешено полагането на повече от два тръбопровода с диаметър 1200 mm и не повече от три тръбопровода с диаметър 1020 mm или по-малко за транспортиране на нефт (нефтопродукти) и за транспортиране на газ (газов кондензат) - не повече от шест тръбопровода с диаметър 1420 mm.
1.2 Подреждане на главните нефтопроводи
1.2.1 Състав на съоръженията и конструкциите на МН
Обектът на MN, според , е производствен комплекс, включващ тръбопроводи, сгради, главни и спомагателно оборудване, инсталации и други устройства, които осигуряват неговата безопасна и надеждна работа. Под конструкцията на MN се разбира надземна или подземна строителна система, състояща се от носещи, а в някои случаи и ограждащи конструкции и предназначена да изпълнява производствени процесиот различни видове, складиране на материали, изделия и оборудване, за временно пребиваване на хора, движение на хора и стоки и др.Обектите и конструкциите на МП могат да бъдат разделени на линейни и площадкови. Съоръженията на обекта са комплекс от наземни сгради и конструкции, които включват: ПС, крайна точка (КП), резервоарни паркове, петролни нагревателни пунктове, стелажи за товарене на нефт и кейове, както и други.
Посочените обекти и конструкции са отразени в схемата на главните нефтопроводи на OAO MN (фиг. 1.1), където показват:
информация за дължината на дължината на трасето MN и тръбопровода в еднонишева версия;
комплекс от наземни сгради и постройки: ПС, включително консервирани; PSP; NB; претоварни пунктове с посочване на имената, разстоянията на връзката, проектирането и съществуващия пропускателен капацитет (млн. тона/година), както и точките за подгряване на петрола;
брой и тип резервоари за надземни съоръжения;
технологични участъци от нефтопроводи, резервни линии на подводни пресичания на нефтопроводи (PPMN) и лупинги, посочващи имената, дължината, номиналния диаметър, дизайна и съществуващия пропускателен капацитет (милиона тона / година), както и тръбопроводи, които не са свързани с това OJSC ( LLC) нефтопровод (показан с пунктирана линия) и зони, изведени от експлоатация и консервирани (показани с пунктирана линия), показващи наличието на петрол;
водни прегради;
блокиращи тръбопроводи с указание за номиналния диаметър;
захранващи тръбопроводи, като се посочва тяхната принадлежност, дължина, номинален диаметър, интерфейс;
места за базиране на услуги за линейно поддържане (LES), центр ремонтни услуги(TsRS), площадки за отстраняване на дефекти (DUD), площадки за аварийно възстановяване (AVR), писти, точки за наблюдение (PN) на големи и плавателни реки, системи за измерване на количеството и качеството на нефта (SIKN) с номера;
камери за пускане и приемане на средства за почистване и диагностика (КПП СОД);
административни граници.
Ориз. 1.1. Схема на условен главен нефтопровод
1.2.3 Нефтени помпени станции
NPS MN се разделят на главни и междинни.Главната помпена станция (GNPS) осигурява приемането на нефт от пречиствателните блокове и инжектирането му в тръбопровода. Технологичните съоръжения на ГНПС включват: резервоарна база, допорна помпена станция, маслоизмервателна станция, главна помпена станция, блок за контрол на налягането, площадка с предпазни устройства за освобождаване на свръхналягане при хидравлични удари, филтри за замърсяване, и технологични тръбопроводи.
GNPS могат да бъдат разположени на местата на централните съоръжения за обработка на нефт, в близост до използване на резервоарни паркове съществуващи системиелектроснабдяване, водоснабдяване, канализация и други спомагателни съоръжения. При паралелно полагане на нефтопроводи проектираните обекти на ПС се комбинират с обектите на съществуващия нефтопровод.
Останалите NPS са междинни. Могат да бъдат със или без контейнер. Технологичните съоръжения на междинна помпена станция без резервоар включват: главна помпена станция; филтри за замърсяване, блок за контрол на налягането, система за изглаждане на вълната под налягане (SSVD), както и технологични тръбопроводи. Съставът на технологичните съоръжения на междинните помпени станции с капацитет е подобен на главната помпена станция, но ако в такава станция няма операции по приемане, тогава измервателният блок може да отсъства.
Всички помпени станции в участъците на ОТС с еднакъв капацитет са оборудвани с еднотипно оборудване.
Свързването на местни нефтопроводи към нефтопроводи при изпомпване на нефт в нефтопроводи трябва да се извършва само в помпената станция. При OPS с резервоар маслото се подава от съоръженията за производство на нефт до резервоарния парк, а при OPS без резервоар се подава към главната помпена станция.
1.2.4 Линейни съоръжения MN
Линейните съоръжения на нефтопровода включват захранващи тръбопроводи, свързващи източници на нефт с HOPS, и самия главен тръбопровод с разклонения, лупинги и джъмпери, спирателни кранове, преминавания през естествени и изкуствени препятствия, възли за връзка на ПС, възли на КПП СОД. Паралелно положени тръбопроводи с една и съща цел са свързани помежду си с джъмпери.Линейни спирателни кранове, предназначени за затваряне на участъци от нефтопроводи при аварии и ремонти. В зависимост от терена интервалът между линейните клапани трябва да бъде 15–20 km.
В участъци от нефтопроводи, тръбопроводи за нефтопродукти и тръбопроводи за втечнени въглеводородни газове в съседство с подводни преходи е необходимо да се осигурят устройства, които изключват натрупването на газ или въздух в тръбопроводи в точките на преминаването им през водни бариери, за тази цел, използват се бутала. Буталото е клапан с разклонителна тръба, монтирана под прав ъгъл спрямо оста на тръбопровода. Буталата според тяхното предназначение се разделят на проектни и временни. Буталата са предназначени и временни. Дизайнерските проекти включват:
на високи точкитерен за вход на въздух и изход на въздушно-газова смес при ремонтни работиО;
при подводни преходи в рамките на оградата на крана с най-ниската геодезична маркировка, за проверка на херметичността на кранове на сушата и намаляване на налягането до статично в прекъснатата линия;
на възлите на линейните клапани в рамките на оградите от двете страни на клапана (за проверка на херметичността на клапана и извършване на технологични операции за запълване и изпразване на зоната);
в ниски точки на терена за извършване на технологични операции по запълване и изпразване на площадката.
Преминаване през естествени и изкуствени препятствия:
подводни преходи (извършват се в две линии с ширина на водната преграда при ниска вода 75 m или повече);
прелези над пътища и железопътни линии, положени в защитни капаци (калъфи);
повдигнати прелези през дерета, дерета и др.;
Освен това линейните структури включват:
инсталации за електрохимична защита на тръбопроводи от корозия;
средства за телемеханика, технологична комуникация, оперативно управление и помещения за тяхното разполагане;
електропроводи, предназначени за захранване на спомагателни системи, инсталации за електрохимична защита и поддръжка на нефтопроводи;
захранващи устройства и дистанционноспирателна арматура и инсталации за електрохимична защита;
противоерозионни и защитни конструкции на нефтопроводи;
глинени хамбари за временно съхранение на нефт при аварии;
сгради и конструкции на линейната служба за експлоатация на нефтопроводи (електроцентрали, топлоцентрали, имоти на линейни работници, хеликоптерни площадки и др.);
постоянни проходи по трасето, изградени при необходимост с подходящо предпроектно проучване, обозначаващи, забранителни и предупредителни знаци за местоположението на нефтопроводите.
По трасето на тръбопровода се предвижда монтиране на сигнални стоманобетонни или дървени табели с височина 1,5–2 m от земята, които трябва да бъдат оборудвани с подходящи табла с надписи-указатели. Знаците се монтират в рамките на видимостта, но не повече от 500 м, а също и допълнително в ъглите на завоя. Категориите на петролопроводните участъци се определят съгласно.
ГЛАВЕН НЕФТОПРОВОД (а. нефтопровод, нефтопровод; n. Erdolleitung; е. pipe-line principal a huile, oleoduc principal; и. oleoducto magistral, oleoducto principal) - комплекс от съоръжения за транспортиране на нефт от точка до потребителите (рафинерия или петролни депа). Главният петролопровод е изграден от стоманени тръбидиаметър до 1220 mm за работно налягане от 5,5 до 6,4 MPa, пропускателна способностдо 90 милиона тона петрол годишно. Главният нефтопровод се полага подземно, надземно и надземно (вижте Подземен тръбопровод, Надземен тръбопровод,) и е защитен от корозия чрез нанасяне на изолационни покрития, както и използване на катодна и дренажна защита (вижте Защита на дренаж на тръбопровода,).
Съставът на главния нефтопровод включва тръбопроводи, линейни фитинги, главни и междинни нефтени помпени станции, линейни и спомагателни съоръжения. Петролните помпени станции са предназначени да повишават налягането на петрола по време на транспортирането му и се монтират по трасето на главния нефтопровод след 80-120 км в съответствие с хидравличното изчисление (виж Главна нефтена помпена станция). Магистралните нефтопроводи на дълги разстояния се състоят от няколко оперативни секции, всяка от които включва 4-8 нефтени помпени станции. Междинните резервоари са разположени в главната нефтена помпена станция, както и в началото на всяка производствена секция (за да се гарантира непрекъсната работатръбопровод). Нефтът се изпомпва в зоната от помпите на предишната нефтена помпена станция директно към помпите на следващата, а между производствените зони - чрез свързване на резервоари. Освен това се изграждат резервоарни паркове в началото на главния нефтопровод и в крайната му точка.
В нефтените помпени станции се монтират основните, като правило, центробежни помпи (вижте), а в основните нефтени помпени станции се монтират допълнителни бустерни помпи (за създаване на необходимото налягане на маслото, идващо от резервоарите пред главния помпи). Главните нефтопроводи за изпомпване на високовискозни и парафинови масла, като правило, са оборудвани с нагревателни устройства за масло, които се намират в помпени станции за нефт и в нагревателни точки, разположени по маршрута в съответствие с термичното изчисление на нефтопровода. Маслото се нагрява при последното в топлообменници или в пещи, работещи с течност или газообразно гориво. При необходимост транспорт големи количестванефт се изграждат многолинейни нефтопроводни системи, състоящи се от 2 или повече успоредни линии. Режимите на работа на главния нефтопровод се управляват с помощта на автоматизирани системи, включително контролни зали, телемеханични системи и компютри.
Значение на тръбопроводния транспорт в нефтената и газовата промишленост. Понастоящем тръбопроводите са незаменими за транспортиране на нефт и газ на огромни разстояния от местата на тяхното производство до местата на тяхното потребление. При транспортиране на газ и нефт по тръбопроводи загубата на изпомпвани продукти (в сравнение с други видове транспорт) е минимална поради високата степен на уплътняване на тръбопроводите и помпеното оборудване. Непрекъснатостта и равномерността на доставката на продукти по тръбопровода позволява да се осигури ритмично и точно функциониране на отраслите, които получават гориво (или суровини) по тръбопроводи. Отбелязваме и това важен факторкато възможност бързо строителстводълги тръбопроводи в най-трудни условия. Невъзможно е (на същата цена) да се построят пътища, да не говорим за железопътни линии, за толкова кратко време като тръбопроводи. Следователно разработването на газови и петролни находища започва много по-рано, отколкото би било с други видове транспорт. Трябва да се има предвид, че изграждането на един път не е достатъчно; необходим е парк от танкове, резервоари, локомотиви и др., чието създаване също отнема време.
Изграждането на всеки път изисква големи площи земя, често плодородна. Използваните в момента методи за изграждане на тръбопроводи позволяват почти пълното им използване селско стопанствоземя по трасетата на тръбопроводите. Това намалява отнемането на земя от селскостопанско производство.
По този начин значението на тръбопроводния транспорт ще се увеличи, осигурявайки транспортен „транспорт“ до нови райони.
Класификация на нефтопроводите
По предназначение нефтопроводите се разделят на три групи: вътрешни, локални и магистрални.
Вътрешните нефтопроводи са разположени вътре в нещо: находища (вътрешни полета), петролни депа (вътрешнобазови), петролни рафинерии (вътрешнозаводски). Дължината им е малка.
Свързват се местни нефтопроводи различни елементитранспортна верига: петролно поле и начална станция на главния нефтопровод, петролно находище и товарна точка за железопътни цистерни или кораби. Дължината на местните петролопроводи е по-голяма от вътрешните и достига няколко десетки и дори стотици километра.
Главните нефтопроводи (MNP) включват тръбопроводи с дължина над 50 km и диаметър от 219 до 1220 mm включително, предназначени за транспортиране на продаваем петрол от производствени зони до места за потребление или претоварване на друг вид транспорт.
В зависимост от номиналния диаметър магистралните нефтопроводи се разделят на 4 класа:
- I клас от 1000 до 1200 mm включително;
- II клас от 500 до 1000 mm включително;
- III клас от 300 до 500 mm включително;
- IV клас по-малко от 300 mm.
В допълнение, нефтопроводите са разделени на категории, които се вземат предвид при изчисляване на дебелината на стената, избор на изпитвателно налягане, както и при определяне на дела на полеви заварени съединения, подлежащи на контрол чрез физически методи.
Основни съоръжения и съоръжения на магистрален нефтопровод
Основният петролопровод се състои от следните комплекси от конструкции:
- захранващи тръбопроводи;
- главни и междинни нефтени помпени станции (ПС);
- крайна цел;
- линейни структури.
Довеждащите тръбопроводи свързват нефтоизточниците с основните съоръжения на ООП.
Основната PS е предназначена да приема нефт от находищата, да ги смесва или разделя по степени, да отчита нефта и да го изпомпва от резервоари в тръбопровода.
принципен технологична системаглавният NPS е показан по-долу. Включва бустерна помпена станция 1, филтърна и измервателна платформа 2, главна помпена станция 3, платформа за регулатор на налягането 4, платформа за изстрелване на свине 5 и резервоарна ферма 6. Маслото от находището се изпраща на платформа 2, където първо се почиства от чужди тела във филтри за замърсяване и след това преминава през разходомери на турбината, които служат за оперативен контролза количеството му. След това отива в резервоарна ферма 6, където се утаява от вода и механични примеси, а също така се извършва търговско отчитане. За изпомпване на нефт в тръбопровода се използват задържащи 1 и главни 3 помпени станции. По пътя маслото преминава през платформата на филтри и измервателни уреди 2 (за целите на оперативното отчитане), както и платформата на регулаторите на налягане 4 (за да се установи необходимия дебит в главния нефтопровод). Площадка 5 се използва за пускане на почистващи устройства - скрепери в нефтопровода.
1 - захранващ тръбопровод; 2 - глава маслена помпена станция; 4 - крайна точка; 5 - линейна част; 6 - линеен клапан; 7 - сифон; 8 - повдигнат проход; 9 - пресичане под пътя; 10 - прелез под ж.п. 11 - станция за катодна защита; 12 - дренажна инсталация; 13 - къща на линейния; 14 комуникационна линия; 15 - хеликоптерна площадка; 16 - по магистралата.
Основната ПС е разположена в близост до нефтените полета.
Междинните PS служат за попълване на енергията, изразходвана от потока за преодоляване на силите на триене, за да се осигури по-нататъшно изпомпване на масло. Междинните помпени станции са разположени по трасето на тръбопровода в съответствие с хидравлично изчисление(на всеки 50 ... 200 км).
Принципната технологична схема на междинната помпена станция е дадена по-долу. Включва главна помпена станция 1, платформа за регулатори на налягане 2, платформа за пускане и приемане на прасета 3 и платформа с филтри за замърсяване 4. Маслото, идващо от главния тръбопровод, първо преминава през филтри за замърсяване, след което придобива необходимата енергия за по-нататъшно изпомпване в помпи.изпомпване и след регулиране на налягането на площадка 2 се изпомпва в следващия участък на главния нефтопровод.
1 - главна помпена станция; 2 - платформа на регулатори на налягането; 3 - платформа за приемане и изстрелване на скрепера; 4 - платформа с филтри за замърсяване
В допълнение към технологичните съоръжения, главните и междинните помпени станции разполагат с механична работилница, понижаваща електрическа подстанция, котелна, водоснабдителна и санитарна съоръжения, битови и административни помещения и др.
Крайната точка на главния петролопровод обикновено е петролна рафинерия или голям резервоар за претоварване.
Магистралните петролопроводи на дълги разстояния организират производствени участъци с дължина от 400 до 600 км. Границата между производствените зони задължително минава през междинни ПС. Междинната помпена станция, разположена в началото на производствения участък, е „главната” помпена станция за него, а междинната помпена станция, разположена в края на производствения участък, е „крайната точка” за него. Съставът на структурите на междинните ПС, разположени в краищата на производствения участък, се различава от обичайните по наличието на резервоарни паркове. По този начин магистралният нефтопровод на дълги разстояния се състои, така да се каже, от няколко последователно свързани нефтопровода с дължина не повече от 600 км всеки.
Линейните структури на главния нефтопровод включват:
- действителният тръбопровод (или линейна част);
- линейни вентили;
- средства за защита на тръбопроводи от корозия (станции за катодна и прожекционна защита, дренажни инсталации);
- пресичания през естествени и изкуствени препятствия (реки, пътища и др.);
- комуникационни линии;
- електропроводи;
- къщи за линейни служители;
- хеликоптерни площадки;
- черни пътища по трасето на газопровода.
Всъщност тръбопровод- основният компонент на главния нефтопровод - е тръба, заварена в "резба", оборудвана с камери за приемане и пускане на прасета, сепаратори, диагностични устройства, както и разклонителни тръбопроводи.
Минималната дълбочина на тръбопроводите до върха на тръбата трябва да бъде най-малко (m):
- при нормални условия на снасяне 0,8;
- в блата за отводняване 1.1;
- в пясъчни баркани 1,0;
- в скалисти почви, блатисти райони при липса на превозни средства и селскостопански превозни средства 0,6;
- върху обработваеми и поливни земи 1,0;
- при преминаване на канали 1,1.
По трасето на тръбопровода се монтират тръбопроводни кранове най-малко на всеки 30 км, като се вземе предвид терена, така че разливите на нефт в случай на евентуална авария да са минимални. Освен това се поставят линейни шибъри на изхода на ПС и на изхода към тях, на двата бряга на резервоарите, пресичани от тръбопровода, от двете страни на прелезите под пътища и ж.п.
Станциите за катодна защита са разположени по трасето на тръбопровода в съответствие с изчислението. Протекторната защита се използва на места, където няма източници на захранване. Дренажните инсталации се поставят на места, където блуждаещите токове засягат тръбопровода (линии на електрифициран транспорт, електропроводи и др.).
При пресичане на водни бариери тръбопроводите по правило са заровени под нивото на дъното. За да се предотврати изкачване, върху тръбопроводите се монтират чугунени или стоманобетонни тежести (предварителни натоварвания). различни дизайни. В допълнение към основната се полага резервна нишка на прехода със същия диаметър. На кръстовищата на железопътни линии и главни магистрали тръбопроводът се полага в патрон (корпус) от тръби, чийто диаметър е най-малко 200 mm по-голям от диаметъра на тръбопровода. При пресичане на естествени и изкуствени препятствия се използва и надземно полагане на тръбопроводи (на опори или поради собствената твърдост на тръбата).
По трасето на газопровода има съобщителни линии, електропроводи, както и черни пътища.
Комуникационните линии имат главно диспечерска цел. Това е много отговорна сграда, т.к. осигурява възможност за оперативен контрол на координираната работа на помпени станции на разстояние от няколкостотин километра. Прекратяването на комуникацията, като правило, води до спиране на изпомпването през тръбопровода.
Електропроводите се използват за захранване на помпени станции, станции за катодна защита и дренажни инсталации.
По магистралите се движат аварийно-възстановителни екипи, специалисти по електрохимична защита, монтьори и др.
Хеликоптерните площадки са предназначени за кацане на хеликоптери, патрулиращи по трасето на тръбопровода.
Къщите на линейните са разположени на разстояние 10-20 км една от друга по маршрута. Задълженията на монтажника включват наблюдение на здравето на неговия участък от тръбопровода.
Тръби за магистрални нефтопроводи
Тръбите на главните нефтопроводи (както и нефтопродуктопроводите и газопроводите) са изработени от стомана, т.к. това е икономичен, издръжлив, добре заварен и надежден материал.
Според метода на производство тръбите за главни нефтопроводи се разделят на безшевни, заварени с надлъжен шев и заварени със спирален шев. Безшевните тръби се използват за тръбопроводи с диаметър до 529 mm, а заварените тръби - с диаметри от 219 mm и повече.
Външният диаметър и дебелината на стените на тръбите са стандартизирани. Като пример, по-долу е даден набор от най-често срещаните електрически заварени тръби.
Поради голямото разнообразие климатични условияпо време на изграждането и експлоатацията на тръбопроводите тръбите се разделят на две групи: в обичайната и в северната версия. Тръбите в обичайната версия се използват за положени тръбопроводи средна лентаи в южните районидържави (работна температура 0 C и по-висока, строителна температура -40 C и по-висока). Тръбите в северната версия се използват при изграждането на тръбопроводи в северните райони на страната (работна температура -20 ... -40 C, строителна температура -60 C). В съответствие с приетия дизайн на тръбите се избира клас стомана.
Тръби за магистрални нефтопроводиизработени от въглеродни и нисколегирани стомани.
Основни доставчици на тръби голям диаметър(529 ... 1220 mm) за главните тръбопроводи са Chelyabinsk Pipe Rolling, Khartsyzsky Pipe, Novomoskovsky Metallurgical и Volzhsky Pipe Plants.
Аксесоари за тръбопроводи
Тръбните фитинги са предназначени да контролират потока на нефт, транспортиран през тръбопроводи. Според принципа на работа вентилите се разделят на три класа: спирателни, управляващи и предпазни.
Спирателните вентили (вентили) се използват за пълно затваряне на напречното сечение на тръбопровода, контролни вентили (регулатори на налягането) - за промяна на налягането или дебита на изпомпваната течност, предпазни клапани (възвратни и предпазни клапани) - за защита на тръбопроводи и оборудване, когато допустимо налягане, както и предотвратяване на обратни потоци на течности.
Шиберните клапани се наричат заключващи устройства, при което зоната на потока е блокирана от транслационното движение на затвора в посока, перпендикулярна на посоката на движение на маслото. Структурно шибърът е монолитно лято или заварено тяло, оборудвано с две дюзи за свързване към тръбопровода с помощта на фланци или заваряване) и шпиндел, свързан към заключващия елемент и управляван от маховик или специално задвижване. Изходната точка на шпиндела от корпуса е запечатана с уплътнение на жлезата. Според конструкцията на уплътнителните шибъри се делят на клиновидни и паралелни. На главните нефтопроводи клапаните са оборудвани с електрическо задвижване.
Регулаторите на налягането са устройства, които автоматично поддържат налягането на необходимото ниво. В зависимост от това къде се поддържа налягането - преди или след регулатора, се разграничават регулатори от типа "преди себе си" и "след себе си".
Предпазните клапани са устройства, които предотвратяват повишаване на налягането в тръбопровода над зададената стойност. При нефтопроводите се използват предпазни клапани с малък и пълен ход. затворен типработещи на принципа на изхвърляне на част от течността от мястото на произход високо кръвно наляганев специален колекционер.
Изпратете добрата си работа в базата знания е лесно. Използвайте формата по-долу
Студенти, специализанти, млади учени, които използват базата от знания в своето обучение и работа, ще ви бъдат много благодарни.
- Въведение
- Заключение
- Библиография
Въведение
Понастоящем географията на нефтопреработвателната промишленост не винаги съвпада с районите на нейната преработка. Следователно задачите за транспортиране на нефт доведоха до създаването на голяма мрежа от нефтопроводи. По отношение на товарооборота нефтопроводният транспорт надвишава железопътния транспорт с 2,5 пъти по отношение на транспортирането на нефт и нефтопродукти.
По железопътната линия основният поток от нефт се формира в Западен Сибир и Поволжието. От Западен Сибир петролът се транспортира с железопътен транспорт до Далечния изток, Южен Урал и страните от Централна Азия. Нефтът се транспортира от Урал на Запад, Северен Кавказ и Новоросийск.
Транспортирането на нефт по вода е по-евтино и по-икономично от другите видове транспорт, но поради географските особености на страната ни се използва малко, главно при транспортиране на нефт за износ, както и по вътрешните басейни на страната (Ленски, Амур ) и северния морски път.
Тръбопроводите са най-ефективните средства за транспортиране на петрол (с изключение на морския транспорт с танкери). Пропускателната способност на нефтопровод с диаметър 1200 mm е 80-90 милиона тона годишно при дебит на нефт 10-12 km/h.
Тръбопроводният транспорт е важен подсектор петролната индустрия. Към днешна дата е изградена развита мрежа от главни нефтопроводи, която осигурява доставката на повече от 95% от целия добит петрол със средно разстояние на изпомпване от 2300 км. Като цяло цялата мрежа от нефтопроводи е представена от две групи обекти, различни по важност и условия на управление: вътрешнорегионални, междурегионални и система от далечни транзитни нефтопроводи. Първите осигуряват индивидуални връзки между находища и фабрики, вторите интегрират петролните потоци, обезличавайки конкретния им собственик. обвързване много голям бройпетролни предприятия, едновременно с много петролни рафинерии и експортни терминали, петролопроводите от тази група образуват технологично свързана мрежа от един обект на икономическо и режимно управление, който се нарича система от транзитни нефтопроводи на дълги разстояния и включва такива тръбопроводи като Нижневартовск - Курган - Самара; Уст-Балък - Курган - Уфа - Алметиевск; Сургут – Полоцк; Холмогори - Клин; Самара - Тихорецкая; петролопроводната система "Дружба" и други тръбопроводи, включително изходи към експортни терминали.
1. Концепция, класификация на магистрални нефтопроводи
Обичайно е да се нарича нефтопровод тръбопровод, предназначен за изпомпване на нефт и нефтопродукти (при изпомпване на нефтопродукт понякога се използва терминът нефтопродуктопровод). В зависимост от вида на изпомпвания нефтопродукт тръбопроводът се нарича още бензинопровод, керосин, мазут и др.
Според предназначението си нефтопроводите и нефтопродуктопроводите могат да бъдат разделени на следните групи:
поле - свързване на кладенци с различни съоръжения и нефтени пречиствателни станции в находищата;
магистрални линии (MN) - предназначени за транспортиране на продаваем нефт и нефтопродукти (включително стабилен кондензат и бензин) от зоните на тяхното производство (от находища), производство или съхранение до места на потребление (петролни депа, бази за претоварване, пунктове за товарене в резервоари, нефтени товарни терминали, отделни промишлени предприятия и рафинерии). Те се характеризират с висока производителност, диаметър на тръбопровода от 219 до 1400 mm и свръхналяганеот 1,2 до 10 MPa;
технологичен - предназначен за транспортиране в рамките промишлено предприятиеили групи от тези предприятия различни вещества(суровини, полуфабрикати, реактиви, както и получени или използвани в технологичния процес междинни или крайни продукти и др.), необходими за поддържане на технологичен процесили работа на оборудването.
Съгласно SNiP 2.05.06 - 85 главните нефтопроводи и нефтопродуктопроводи са разделени на четири класа в зависимост от номиналния диаметър на тръбата (в mm): 1 - 1000-1200 включително: II - 500-1000 включително; III - 300-500 включително; IU - 300 и по-малко
Наред с тази класификация SNiP 2.05.07 - 85 установява категории за магистрални нефтопроводи, които изискват осигуряване на подходящи якостни характеристики във всеки участък от тръбопровода:
Горната класификация и категории тръбопроводи определят главно изискванията, свързани с осигуряване на здравина или неразрушимост на тръбите. В северната климатична зона всички тръбопроводи принадлежат към категория III. Въз основа на същите изисквания SNiP 2.05.06 - 85 също определя категории, които трябва да включват не само тръбопровода като цяло, но и неговите отделни участъци. Необходимостта от такава класификация се обяснява с разликата в условията, при които тръбопроводът ще бъде разположен в определени райони на района, и възможни последствияв случай на повреда на тръбопровода. Самостоятелни парцелипетролопроводите може да се отнасят за най-високата категория B, категория I или II. Най-високата категория B включва преминаване на тръбопроводи през плавателни и неплавателни реки с диаметър на тръбопровода 1000 mm или повече. Обектите от категория I включват подземни и повърхностни пресичания на реки, блата тип II и III, планински райони, вечно замръзнали почви.
Полагането на тръбопроводи може да се извърши самостоятелно и успоредно със съществуващи или планирани главни тръбопроводи в техническия коридор. Съгласно SNiP 27.05.06-85 техническият коридор на главните тръбопроводи се разбира като система от паралелни тръбопроводи по един маршрут. В някои случаи е разрешено полагането на нефтопроводи и газопроводи в един и същ коридор.
Процесни тръбопроводи в зависимост от физични и химични свойстваи работните параметри (налягане P и температура T) са разделени на три групи (A, B, C) и пет категории. Групата и категорията на технологичния тръбопровод се задава в съответствие с параметъра, който изисква той да бъде причислен към по-отговорна група или категория. Клас на опасност вредни веществатрябва да се определя съгласно GOST 12.1 005-76 и GOST 12.01.007-76, опасност от експлозия и пожар - съгласно GOST 12.1 004-76. Маслата имат клас на опасност II, минералните масла - III, бензините - IV.
За технологични тръбопроводи на нефтени помпени станции важностТо има правилен изборпараметри на транспортираното вещество. Работно наляганесе взема равно на излишъка максимално наляганеразработена от помпа, компресор или друг източник на налягане, или налягането, до което Защитни устройства. работна температуравзето равно на максимума или минимална температуратранспортирано вещество, установено от технологичния регламент или др нормативен документ(SNiP, RD, SN и др.).
2. Състав на конструкциите на магистрални нефтопроводи
Основните нефтопроводи включват: линейни съоръжения, главни и междинни помпени и зареждащи помпени станции и резервоарни ферми (фиг. 1). От своя страна линейните конструкции в съответствие със SNiP 2.05.06 - 85 включват: тръбопровод (от изходната точка от находището на търговски петрол, подготвен за транспортиране на дълги разстояния) с клонове и контури, спирателни кранове, пресичания през естествени и изкуствени препятствия , места за свързване на нефтени помпени станции, пускови възли и приемащи почистващи устройства и сепаратори по време на последователно изпомпване, инсталации за електрохимична защита на тръбопроводи от корозия, линии и съоръжения за технологична комуникация, телемеханика на тръбопровода, електропроводи, предназначени за обслужване на тръбопроводи и устройства за захранване и дистанционно управление на спирателна арматура и инсталации за електрохимична защита на тръбопроводи; противопожарно оборудване, противоерозионни и защитни конструкции на тръбопровода; резервоари за съхранение и дегазация на кондензат, земни ями за аварийно изпускане на масло, сгради и съоръжения на службата за експлоатация на линейни тръбопроводи; постоянни пътища и хеликоптерни площадки, разположени по трасето на газопровода, и пътищата за достъп до тях, опознавателни и сигнални знаци за местоположението на газопровода; указатели и предупредителни знаци за точки за нагряване на масло.
Фиг. 1.
Основните елементи на главния тръбопровод са тръби, заварени в непрекъсната нишка, които са самият тръбопровод. По правило главните тръбопроводи обикновено се заравят в земята на дълбочина 0,8 m до горната образуваща, освен ако по-голямата или по-малката дълбочина на полагане не е продиктувана от специални геоложки условия или необходимостта да се поддържа температурата на изпомпвания продукт при определена ниво (например, за да се изключи възможността за замръзване на натрупаната вода) за главни тръбопроводи се използват безпроблемно изтеглени или заварени тръби с диаметър 300-1420 mm. Дебелината на стената на тръбите се определя от проектното налягане в тръбопровода, което може да достигне 10 MPa. Тръбопроводът, положен в райони с вечно замръзнали почви или през блата, може да бъде положен върху опори или в изкуствени насипи.
На кръстовищата големи рекипетролопроводите понякога се претеглят с товари, фиксирани върху тръби или твърди бетонни покрития, фиксирани със специални котви и заровени под дъното на реката. В допълнение към основната се полага резервна нишка на прехода със същия диаметър. В пресечните точки на железопътни линии и главни магистрали тръбопроводът преминава в патрон от тръби, чийто диаметър е 100-200 mm по-голям от диаметъра на тръбопровода.
С интервал от 10-30 км, в зависимост от релефа на трасето, на тръбопровода се монтират линейни кранове за блокиране на участъци в случай на авария или ремонт.
По трасето има комуникационна линия (телефонна, радиорелейна), която има основно диспечерско предназначение. Може да се използва за предаване на телеметрия и сигнали за дистанционно управление. Станциите за катодна и дренажна защита, разположени по трасето, както и протектори, предпазват тръбопровода от външна корозия, като допълнение към антикорозионното изолационно покритие на тръбопровода.
Нефтопомпените станции (OPS) са разположени на нефтопроводи с интервал от 70-150 км. Помпени (помпени) станции на нефтопроводи и нефтопродуктопроводи са оборудвани, като правило, центробежни помпис електрическо задвижване. Дебитът на използваните в момента главни помпи достига 12 500 m3/h. В началото на нефтопровода има главна нефтопомпена станция (GNPS), която се намира в близост до нефтеното находище или в края на захранващите тръбопроводи, ако главният нефтопровод се обслужва от няколко находища или едно находище, разпръснато на голяма площ, GNPS се различава от междинните с наличието на резервоарна ферма с обем, равен на два или три дни пропускателна способност на тръбопровода. В допълнение към основните съоръжения, всяка помпена станция има комплекс от спомагателни съоръжения: трансформаторна подстанция, която намалява напрежението, подавано през електропровода (TL) от 110 или 35 до 6 kV, котелна централа, както и водоснабдяване, канализация, охладителни системи и др. Ако дължината на нефтопровода надвишава 800 км, той се разделя на експлоатационни участъци с дължина 100-300 км, в рамките на които е възможна самостоятелна експлоатация помпено оборудване. Междинните помпени станции на границите на участъците трябва да имат резервоар с обем, равен на 0,3-1,5 от дневната производителност на тръбопровода. Както главните, така и междинните помпени станции с резервоарни паркове са оборудвани с бустерни помпи. Подобно е разположението на помпените станции за главните нефтопродуктопроводи.
Термичните станции се инсталират на тръбопроводи, транспортиращи силно втвърдяващи се и високовискозни масла и петролни продукти, понякога се комбинират с помпени станции. За загряване на изпомпвания продукт се използват нагреватели с пара или огън (отоплителни пещи), за да се намалят топлинните загуби, такива тръбопроводи могат да бъдат снабдени с топлоизолационно покритие.
По трасето на нефтопровода могат да се изградят товарни пунктове за претоварване и товарене на нефт в железопътни цистерни.
Крайната точка на петролопровода е или паркът със суровини на рафинерията, или резервоар за претоварване, обикновено в морето, откъдето петролът се транспортира с танкери до рафинериите или се изнася в чужбина.
Заключение
Тръбопроводите у нас са далеч пред другите видове транспорт по ръст на товарооборота. Техният дял в общия обем на трафика нараства бързо и достига почти една трета от общия товарооборот на страната. Такъв бърз темп се обяснява с изключително високата ефективност на тръбопроводите. Достатъчно е да се каже, че доставката на всеки тон петрол по тръби изисква над 10 пъти по-малко разходи за труд, отколкото транспортирането му по железница. Тази прогресивна форма на транспорт спестява около 750 хиляди души годишно.
В момента тръбопроводният транспорт се превръща във фокус на най-новите постижения на местната наука и технологии. Изглежда, че тук няма никакъв трик: тръбата е тръба ... Но само по себе си производството на тръба и дори с голям диаметър е доста сложна инженерна и техническа задача. Въпреки това, за кратко време, производството на такива тръби е създадено в предприятията на нашата страна.
В момента всички магистрални нефтопроводи в Русия се експлоатират от OAO AK Transneft, което е транспортна компанияи обединява 11 руски компании за нефтопроводен транспорт, които притежават, оперират и поддържат нефтопроводи. При движение от изпращач до получател маслото изминава средно 3000 км. ОАО "АК Транснефт" разработва най-икономичните маршрути за движение на петрол, тарифи за изпомпване и претоварване на петрол с одобрението им от Федералната енергийна комисия (FEC).
Библиография
1. Гумеров А.Г. Главни нефтопроводи. - М., Масло, 2001
2. Азметов Х.А. Ремонт на магистрални нефтопроводи. - М., Индустрия, 1990
3. Гумеров Р.С. Понятие, класификация на магистрални нефтопроводи. - М., Нефт и газ, 1999.
4. Векщейн М.Г. Съставът на конструкциите на главните нефтопроводи. - М., Промиздат, 2001
Подобни документи
Нефтопровод като тръбопровод, предназначен за изпомпване на нефт и нефтопродукти, неговите разновидности и функционални характеристики: вътрешни, локални и магистрални. Състав на конструкциите на главните тръбопроводи. Изграждане на извити участъци.
тест, добавен на 12/05/2012
основни характеристикитръбопроводният транспорт като начин за транспортиране на газ и нефт. Разглеждане на правилата за избор на маршрут; ученето физически параметримасло. Технологични и хидравлични изчисления на нефтопровода; идентифициране на възможни станции.
курсова работа, добавена на 26.04.2014 г
Капацитетът на платното на градския път като най-важният критерий. Методи за определяне на пропускателната способност на контролните участъци на Ленинградски проспект, ограничителни условия, препоръки за подобряване на експлоатационните характеристики.
курсова работа, добавена на 25.06.2009 г
Изчисляване на основните параметри на изкопа. Анализ на конструкцията на булдозер и еднокофов багер. Определяне на техния брой и основни параметри. Спецификациисамосвал, цистерна за гориво, полуремарке, влекач, водоноска, автосервиз.
курсова работа, добавена на 06/03/2015
Развитие на индустриалния транспорт. Общи условияи принципи за изчисляване на пропускателната способност на промишления транспорт на предприятието. Пропускателна способност и капацитет на обработка на промишлени станции, пътища за достъп и етапи, товаро-разтоварни фронтове.
тест, добавен на 12/08/2013
Историята на изграждането на Великия сибирски път. Основните участъци на Транссибирската железница, местоположение и дължина. Значение железопътна линияза развитието на икономиката, ускоряването и нарастването на стокооборота. Недостатъчен капацитет на линията.
резюме, добавено на 21.03.2011 г
Характеристики на склада. Съставът на подвижния състав и средствата за механизация товарни операции. Средната дневна производителност на склада, изчисляване на производителността на автомобила. Определяне на броя на товарните постове. Правила за приемане и предаване на стоки.
курсова работа, добавена на 13.03.2010 г
Структурата на транспортния комплекс. Железопътни, въздушни, вътрешни водни и шосейни товари. Тръбопроводен транспорт, дестилация и експлоатация на нефтопроводи. Проблеми и перспективи за развитие на транспортния комплекс на Красноярския край.
резюме, добавено на 16.01.2011 г
Произходът на тръбопроводния транспорт като основа за развитието на петролната индустрия. Разглеждане на устройството на хидравлични, пневматични инсталации, технологични и магистрални тръбопроводи. Историята на създаването на петролопровода Баку-Тбилиси-Джейхан.
резюме, добавено на 27.02.2010 г
Характеристики и анализ на пътническия и товарооборота на железопътния, автомобилния, морския и въздушния транспорт в Русия. Основни технико-икономически характеристики различни видоветранспорт. Товарооборот на тръбопроводния транспорт по отношение на нефт и газ.