1. Устройства магистральных трубопроводов.
Трубопроводный транспорт – один из видов транспорта, предназначенный для транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа с мест добычи в районы их переработки и потребления. Кроме нефти, нефтепродуктов и газа по трубопроводам транспортируют уголь, железную руду и другие грузы в размельченном виде, перемешанные с водой.
Трубопроводы, перемещающие нефть и нефтепродукты, называют нефтепроводами, газ - газопроводы, уголь и железную руду и прочие грузы - пульпопроводы.В состав нефтепровода входят трубопровод, перекачивающие станции и линейные вспомогательные сооружения. Нефтепроводы разделяют на промысловые, заводские, нефтегазовые и магистральные. Первые три типа нефтепроводов служат для перекачки нефти и нефтепродуктов на небольшие расстояния и работают, как правило, периодически. По магистральным трубопроводам нефть транспортируется на дальние расстояния, нередко на 1000 км и более. Диаметр магистральных нефтепроводов достигает 1420 мм, давление при перекачке - около 50 атм., а иногда и больше. Основными показателями магистрального нефтепровода являются его производительность, длина, диаметр и число перекачивающих станций. Скорость движения нефти в трубопроводе обычно 1,0-1,5 м/сек. Перекачивающие станции расположены через каждые 100-140 км.
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 напряжённом состоянии под воздействием внутреннего давления перекачиваемого продукта и работает как сосуд высокого давления.
Состав сооружений и их назначение зависят от вида транспортируемого продукта.
Магистральный трубопровод состоит из следующих комплексов сооружений:
- подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти или нефтепродуктов с головными сооружениями трубопроводов. По этим трубопроводам перекачивают нефть от промысла или нефтепродукт от завода в резервуары головной станции;
- головная перекачивающая станция, на которой собирают нефть или нефтепродукты, предназначенные для перекачки по магистральному трубопроводу. Здесь проводят приёмку нефти (нефтепродуктов), разделение их по сортам, учёт и перекачку на следующую станцию;
- промежуточные перекачивающие станции, на которых нефть и нефтепродукт, поступающие с предыдущей станции, перекачивают далее;
- конечный пункт, где принимают продукт из трубопровода, распределяют потребителям или отправляют далее другими видами транспорта;
- линейные сооружения трубопровода, к которым относятся собственно трубопровод, линейные колодцы на трассе, станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки, а также переходы через водные препятствия, железные и автогужевые дороги. Кроме того, к ним относятся вертолётные площадки, дома обходчиков, линии связи, грунтовые дороги, сооружаемые вдоль трассы трубопроводов.
Перекачивающие станции - самые сложные комплексы сооружений нефтепровода.
Головная перекачивающая станция предназначена для приёма нефти с установок подготовки нефти и перекачки её из ёмкости в магистральный нефтепровод. В состав технологических сооружений входят: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учёта нефти, магистральная насосная, узел регулирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительным устройством, а также технологические трубопроводы.
Промежуточные перекачивающие станции размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчёту. Среднее значение перегона между станциями для первой очереди 100-200 км, а для второй очереди 50-100 км. В составе технологических сооружений промежуточных станций отсутствуют резервуарный парк, подпорная насосная и узел учёта нефти.
На магистральных нефтепроводах большой протяжённости предусмотрена организация эксплуатационных участков протяжённостью от 400 до 600 км. В начале эксплуатационных участков располагают нефтеперекачивающие станции, состав которых аналогичен головным станциям, однако резервуарные парки их имеют меньшую вместимость. Насосные станции оборудуют насосами и сложным энергетическим хозяйством, мощность которого достигает нескольких тысяч киловатт.
Через цепь последовательно расположенных по трассе перекачивающих станций нефтепродукт поступает на конечный пункт нефтепродуктовода.
В зависимости от схемы присоединения насосов и резервуаров промежуточных станций различают следующие схемы перекачки нефти и нефтепродуктов по трубопроводам: постанционную, через один резервуар насосной станции, с подключённым резервуаром, из насоса в насос.
При постанционной системе перекачки нефть принимают поочерёдно в один из резервуаров станции, подачу на следующую станцию осуществляют из другого резервуара. При перекачке через один резервуар насосной станции нефть от предыдущей станции поступает в резервуар, служащий буфером, и одновременно откачивается из него.
При перекачке с подключённым резервуаром уровень нефти в нём колеблется в зависимости от неравномерности поступления и откачки нефти. При системе перекачки из насоса в насос резервуары промежуточных станций отключаются от магистрали.
Линейная часть трубопровода сооружается про трём конструктивным схемам: подземной, наземной и надземной.
Подземная схема составляет около 98% от общей длины всех построенных трубопроводов. По этой схеме трубы укладывают ниже естественной поверхности грунта.
Наземная схема предусматривает укладку труб на поверхность спланированного грунта или на грунтовое сплошное основание, устраиваемое из привозного грунта.
При надземной схеме трубопровод укладывают на опоры, размещаемые на определённом расстоянии друг от друга.
Для плотных грунтов наиболее удачной схемой является подземная.
Она обеспечивает надёжную защиту труб от внешних воздействий, достаточно хорошо стабилизирует положение трубопроводы, обеспечивает его устойчивость, не изменяет вида рельефа, не создаёт никаких препятствий для сельскохозяйственных работ, движения транспортных средств. При подземной прокладке трубопровод и транспортируемый по нему продукт не подвергается резким перепадам температур, что имеет немаловажное значение для обеспечения технологической надёжности трубопровода.Необходимость в наземной и надземной схемах прокладки магистральных трубопроводов возникла при строительстве в неблагоприятных грунтовых условиях. Особенно широко эти схемы стали применяться в условиях Севера на вечномёрзлых грунтах.
Увеличение мировой добычи нефти и газа в шельфах и акваториях океанов и морей потребовало прокладки магистральных трубопроводов под водой как с заглублением их в грунт, так и без заглубления. Такие трубопроводы называют морскими. Иногда магистральный трубопровод имеет морскую и сухопутную часть. Такой трубопровод называют сухопутно-морским.
Для сокращения длины трубопровода при выборе направления трассы обычно стремятся придерживаться кратчайшей геодезической линии между начальными и конечными пунктами. Отклонения от генерального направления допускаются только тогда, когда их целесообразность доказана техническими расчётами.
Хотя магистральный трубопровод и представляет собой непрерывную нитку, однако он имеет устройства, позволяющие отсекать отдельные его участки в случае возникновения аварийных ситуаций с целью ограничения объёма потерь транспортируемого продукта и уменьшения ущерба, наносимого природе при вытекании продукта из разрушенного участка.
На нефтепроводах устанавливают задвижки, а на газопроводах - краны. Задвижки и краны - это важные узлы трубопровода. От их надёжности и безотказной работы зависит размер возможных потерь продукта при авариях, уровень вредного его воздействия на окружающую среду.
Важными элементами линейной части трубопровода являются также различного рода узлы и детали: тройниковые соединения, переходы с одного диаметра на другой (переходник), устройства запуска очистных приборов (скребки, шары, поршни и т.
д.) и их выхода из трубы.Около половины стоимости сооружения магистрального нефтепровода приходится на долю труб. Строительство магистрального нефтепровода окупается в относительно короткие сроки (нередко менее чем за 5 лет).
В состав газопровода входят трубопровод, компрессорные и газораспределительные станции. Вблизи газораспределительных станций сооружают газгольдеры сооружения для хранения запасов газа. В качестве движущей силы для транспортирования газа по трубопроводам используется естественное давление природного газа, поступающего из скважины, или же давление, создаваемое компрессорами. Компрессорные станций сооружают через каждые 100-200 км. функция которых заключается в поддержании необходимого давления и скорости движения газа в трубе (поскольку из-за трения газа о стенки трубы два последние показатели имеют тенденцию к снижению) . Компрессоры поддерживают давление (а соответственно и пропускную способность газопровода), добавляя необходимый объем газа (добавление, например, воздуха привело бы к возникновению взрывоопасной смеси).
Компрессорные станции оснащаются газоперекачивающими агрегатами и оборудованием для осушения, очистки, одоризации газа (одорант - вещество, добавляемое в газ и придает ему характерный резкий запах). Кроме этого на компрессорных станциях оборудуются химические лаборатории, периодически проводят анализы воды, масла и других рабочих веществ, а также проверяют загазованность объектов.
Газопроводы по своему назначению делятся на магистральные, местные и внутренние. По магистральным трубопроводам газ от мест добычи или производства подается на большие расстояния до мест его потребления. Местные трубопроводы предназначены для распределения газа в городах, а внутренние - для распределения газа внутри жилых и производственных помещений.
Магистральные и местные газопроводы обычно укладываются в земле траншейным методом. В отдельных случаях магистральные и местные газопроводы прокладываются на огнестойких эстакадах, опоpax, мостах и даже по поверхности земли.
Внутренние газопроводы укрепляются обычно на стенах зданий.Для того чтобы быстро обнаружить утечку газа и тем самым сделать более безопасным его применение, к нему добавляют пахучее вещество (одорант).
Современные магистральные газопроводы имеют диаметр до 1420 мм, работают под давлением 55 атм., обеспечивая при этом пропускную способность около 24 млрд. куб. м газа в год.
Поскольку газопровод не является абсолютно герметичной емкостью через оснащенность его дополнительными механизмами (задвижками, сальниками и т.д.), то при транспортировке неизбежны запланированные потери некоторого количества газа (от 2,5 до 4,0%).
Резкое снижение давления в трубе (особенно в условиях отрицательных температур) способно привести к образованию газогидратных пробки. Образование гидратов газа происходит в случае, когда молекулы воды образуют вокруг молекул газа своего рода скопления и таким образом формируют структуру, внешне напоминает лед. То трубу закупоривает твердая масса, из-за чего движение газа останавливается. Наиболее распространенные методы борьбы с такими явлениями сводятся к использованию метанола или моноэтиленгликоля - для растопления гидратов.
В целом же длина магистрального газопровода может составлять от нескольких десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр - от 150 до 1420 мм. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и арматура магистральных газопроводов рассчитаны на рабочее давление до 7,5 МПа.