Сооружение и эксплуатация магистральных трубопроводов

Консистентные смазки следует  применять в районах с температурой воздуха не ниже минус 60 °С на участках с температурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40 °С.

Покрытие из консистентной  смазки должно содержать 20 % (весовых) алюминиевой пудры и иметь толщину в пределах 0,2— 0,5 мм.

Для уменьшения скорости атмосферной  коррозии узлы соединений, узлы опорных  конструкций следует проектировать  таким образом, чтобы в них  было как можно меньше элементов, собирающих дождевую воду. Именно такие  места и становятся начальными для  коррозионного процесса даже при  тщательной покраске.

Защита трубопроводов  от подземной коррозии должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (протекторы и анодные заземления).

В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов следует применять  два типа защитных покрытий: усиленный и нормальный.

В качестве токоотводов заземляющих  устройств используют, как правило, протекторы, количество которых определяется расчетом. Устанавливают анодные заземления и протекторы ниже глубины промерзания грунта в местах с минимальным удельным сопротивлением.

2.3 Роль и значение линий  связи и электропередачи

 

 

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.

Линия электропередачи (ЛЭП) — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока. Также электрическая линия в составе такой системы, выходящая за пределы электростанции или подстанции.

По ЛЭП также передают информацию при помощи высокочастотных  сигналов. Используются они для диспетчерского управления, передачи телеметрических данных, сигналов релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Воздушные линии передач (ВЛ) служат для передачи переменного тока и лишь в отдельных случаях (например, для связи энергосистем, питания контактной сети и др.) используют линии постоянного тока.

По назначению:

• сверхдальние ВЛ напряжением 500 кВ и выше (предназначены для связи отдельных энергосистем);
• магистральные ВЛ напряжением 220 и 330 кВ (предназначены для передачи энергии от мощных электростанций, а также для связи энергосистем и объединения электростанций внутри энергосистем — к примеру, соединяют электростанции с распределительными пунктами);
• распределительные ВЛ напряжением 35, 110 и 150 кВ (предназначены для электроснабжения предприятий и населённых пунктов крупных районов — соединяют распределительные пункты с потребителями).

Кабельная линия электропередачи (КЛ) — линия для передачи электроэнергии или отдельных её импульсов, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями, а для маслонаполненных линий, кроме того, с подпитывающими аппаратами и системой сигнализации давления масла.

2.4 Важность наличия вдольтрассовых  дорог, аварийно - восстановительных пунктов (АВП),  вертолетных площадок

 

По вдольтрассовым дорогам  перемещаются аварийно - восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты, обходчики и др.

Вертолетные площадки предназначены  для посадок вертолетов, осуществляющих патрулирование трассы трубопроводов.

На расстоянии 10...20 км друг от друга вдоль трассы размещены  дома обходчиков. В обязанности обходчика входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Часть 3

3.1 Состав и назначение перекачивающих компрессорных    станций

 

Компрессорные станции предназначены для сжатия транспортируемого газа до давления, обеспечивающего его подачу от месторождения, магистрального газопровода или других источников до ГРС потребителей.

Основными параметрами КС являются: количество сжимаемого газа, давление на входе и выходе станции  и температура, газа в тех же точках.

КС делятся на две группы:

• головные, обычно размещаемые в непосредственной близости от месторождения;
• промежуточные, располагаемые на трассе газопровода.

На головных КС газ не только сжимается, но и подготавливается для транспорта. Для обеспечения  требуемой кондиции на головной КС предусматриваются сепарация, осушка, очистка, охлаждение, одоризация газа и замер его количества. На промежуточных КС обязательным технологическим процессом является очистка газа от механической взвеси (капельной жидкости и грязи), т.к на участке газопровода между станциями не исключено образование жидкости, а также окислов железа и пр.

3.2 Состав и назначение перекачивающих компрессорных станций, как комплекса сооружений, предназначенных для подачи  и             перекачки транспортируемой продукции в магистральные               трубопроводы

 

Компрессорные станции (КС) различают по типу применяемых на них газоперекачивающих агрегатов (ГПА):

— станции, оборудованные  поршневыми компрессорами с газомоторным приводом (газомотокомпрессорами);

— станции, оборудованные поршневыми компрессорами с приводом от газовых двигателей;

 —станции, оборудованные  центробежными нагнетателями с  газотурбинным приводом;

—станции, оборудованные  центробежными нагнетателями с  приводом от электродвигателей.

Бесперебойная работа КС обеспечивается согласованным функционированием всего комплекса сооружений. По степени значимости все объекты площадки КС можно разбить на две группы: основной технологии и подсобно-вспомогательного назначения.

К первой группе относятся: узел очистки газа от механических примесей и жидкости; узел компримирования газа — компрессорный цех; узел охлаждения газа (при необходимости).

Ко второй группе относятся: узел редуцирования давления пускового, топливного газа и газа собственных нужд; трансформаторная подстанция при внешнем источнике электроснабжения или электростанции собственных нужд; котельная или утилизационная установка тепла отходящих газов газовых турбин; склад горюче-смазочных материалов (ГСМ); ремонтно-эксплуатационный блок (РЭБ); служба связи; служебно-эксплуатационный блок (СЭБ); объекты водоснабжения (насосные, артскважины и пр.); очистные сооружения канализации.

При выборе проектных решений  объектов КС следует учитывать: назначение рассматриваемого объекта; климатологические  данные места сооружения; необходимость  максимального применения блочных  и блочно-комплектных объектов КС; предполагаемую транспортную схему доставки оборудования и строительных материалов на площадку строительства.

Основным оборудованием  на КС считаются ГПА, которые могут  быть поршневого или центробежного  типа. Приводом поршневых компрессоров бывают газовые двигатели в виде отдельных агрегатов или двигатели в одном блоке с поршневым компрессором (газомотокомпрессоры). Центробежные машины для перекачки газа — так называемые нагнетатели — могут иметь привод от электродвигателя или от газотурбинных установок.

3.3 Различие в составе и комплектности головных и промежуточных станций

 

Головная НПС предназначена  для приема нефти с установок  по ее подготовке или нефтепродуктов с нефтеперерабатывающих заводов  и перекачки их из емкости в магистральный трубопровод.

В состав технологических сооружений головной НПС входят: насосная станция с совмещенной или отдельной подпорной насосной, установка счетчиков жидкости, площадка с предохранительными устройствами, помещение с регулирующими устройствами и технологические трубопроводы; а также здания административно-бытового и эксплуатационно-хозяйственного назначения, включая лабораторию, ремонтно-механическую мастерскую, склад горюче-смазочных материалов.

Промежуточные НПС предназначены  для поддержания необходимого режима перекачки, обеспечивающего по трубопроводу пропуск определенного объема нефти (для повышения давления перекачиваемой жидкости в магистральном трубопроводе).

В состав технологических  сооружений промежуточной станции  входят: насосная станция, площадка с фильтрами-грязеуловителями, помещение с регулирующими устройствами и технологические трубопроводы. Для обеспечения достаточно надежного уровня синхронной работы смежных НПС магистральные трубопроводы разбивают на эксплуатационные участки, средняя длина которых принимается в пределах 400—500 км.

На всех ГНС и большинстве  ПНС имеются резервуарные парки. Резервуарный парк предназначается для приемки и сдачи нефти и нефтепродуктов, разделения нефтепродуктов по сортам, а также для их приемки в случае аварийной остановки нефтепровода или нефтепродуктопровода. На ГНС эти парки содержат емкости для создания и хранения необходимого запаса продукта. Поэтому общий объем таких резервуарных парков велик и может достичь 1—2 млн. м³. На ПНС резервуары имеют чисто технологическое назначение, а также служат для приема нефти в случае кратковременных остановок перекачки. ПНС отличаются от ГНС меньшим объемом резервуарного парка или его отсутствием.

Технологические схемы трубопроводов  головных и промежуточных НПС  должны предусматривать возможность  выполнения технологических операций, вытекающих из назначения станций, условий приема нефти или нефтепродуктов, их хранения и перекачки по магистральному трубопроводу. Количество трубопроводов для подачи нефти иди нефтепродуктов в резервуарный парк головной станции и приема из резервуаров подпорной насосной устанавливается в зависимости от числа источников поступления, количества и сортности перекачиваемой жидкости, а также наличия требований по сохранению сортности при дальнейшей перекачке.

Кроме основных операций по приему и откачке технологическая  схема должна позволять выполнение вспомогательных операций, связанных с зачисткой резервуаров, опорожнением трубопроводов, сбросом через предохранительные устройства в резервуары, размывом (в случае необходимости) осадков в резервуарах. Предохранительные устройства от повышения давления должны устанавливаться на приемных линиях, а также на трубопроводе между подпорной и перекачивающей насосными.

Обвязка головной НПС, как  правило, должна обеспечивать перекачку нефти или нефтепродуктов через емкость (для удобства приемо-сдаточных операций) и в отдельных случаях — с подключенной емкостью. Технологической схемой головной НПС эксплуатационного участка должна предусматриваться возможность перекачки по трубопроводу минуя станцию в случае ее остановки, а для нефтепродуктопровода — также и для прохождения смеси.

Технологические схемы промежуточных  НПС магистральных нефте-и нефтепродуктопроводов должны предусматривать, как правило, их работу из насоса в насос. При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается работа промежуточных НПС с подключенной емкостью.

При проектировании магистральных  трубопроводов диаметром 720 мм и  выше на промежуточных НПС предусматриваются устройства для защиты трубопроводов от крутых волн повышения давления, возникающего при внезапной остановке станции. Необходимость применения этой защиты на трубопроводах меньшего диаметра обосновывается расчетом. Сброс должен предусматриваться в специальную емкость, рассчитанную на двукратный объем сброса. На промежуточных НПС должна предусматриваться возможность перекачки по магистральному трубопроводу минуя станцию при ее остановке.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Библиографический список

 

1. Бородавкин П.П., Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов – М., Недра,1987г.
2. Алиев Р.А., Березина И.Н., Телегин Л.Г., Яковлев Е. И. Сооружение  и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз – М., Недра, 1987 г.
3. Васильев Г.Г., Коробков Г.Е., Коршак А.А. и др. Под редакцией Вайнштока  С.М. Трубопроводный транспорт нефти (учебник для вузов, в 2-х т.) – М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2002. – Т.1. –407 с. ил.
4. СНиП 2.05.06-85*МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ Москва 1997
5. СНиП III-42-80*МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ Москва 1997