1. Склад споруд магістральних нафтопроводів До складу магістральних нафтопроводів (МН) входять: лінійні...
2. Класифікація та склад перекачувальних станцій

Склад споруд магістральних нафтопроводів

До складу магістральних нафтопроводів (МН) входять: лінійні споруди, головні і проміжні перекачують насосні станції, резервуарні парки. До складу лінійних споруд входять наступні елементи: трубопровід далекого транспорту нафти з відгалуженнями і лупінгами: запірна арматура: переходи через природні та штучні перешкоди; вузли підключення нафтоперекачувальних станцій (НПС); вузли пуску і прийому очисних і діагностичних пристроїв; установки електрохімічного захисту від корозії; лінії електропередачі і лінії зв'язку; засоби телемеханіки і пристрої дистанційного управління запірною арматурою: комори для аварійного випуску нафти: пункти підігрівання нафти; протипожежні засоби; постійні дороги і покажчики ( Мал. 5.2 ).

Власне трубопровід являє собою зварені в безперервну нитку труби. Зазвичай верхню утворить магістральних трубопроводів (МТ) заглиблюють в грунт на глибину 0,8 м, якщо інша глибина закладення не диктує особливими умовами. При прокладанні МН в районах з вічній грунтами або через болота труби укладаються на опори або в штучні насипи. Для них застосовують суцільнотягнені або зварні труби діаметром 300-1220 мм. Товщина стінок труб визначається проектним тиском, яке може досягати 10 МПа. Крім магістральних існують промислові, технологічні і розподільні трубопроводи.

На перетинах великих річок трубопроводи обтяжують вантажами або бетонними покриттями і заглиблюють нижче дна річки. Крім основної нитки переходу через річки укладають резервну нитку того ж діаметру.

Мал.5.2.

Склад споруд МН

Залежно від рельєфу траси на трубопроводі з інтервалом 10-30 км встановлюють засувки для перекриття ділянок в разі аварії або ремонту.

Нафтоперекачечні станції (НПС) розташовуються по трасі з інтервалом 70-150 км і обладнуються відцентровими насосами з електроприводом. Подача (витрата) магістральних насосів може досягати 12500 . Головний НПС розташовується поблизу нафтового промислу і відрізняється від проміжних наявністю резервуарного парку обсягом, рівним тридобової пропускної здатності МН. Якщо довжина МН перевищує 800 км. його розбивають на експлуатаційні дільниці довжиною 100-300 км. в межах яких можлива незалежна робота насосів. Проміжні НПС, розташовані на кордонах експлуатаційних дільниць, мають резервуарні парки об'ємом до 1,5-добової пропускної здатності МН.

На трубопроводах, що транспортують високозастивающіе і високов'язкі нафти, встановлюють теплові станції з печами підігріву. Такі трубопроводи мають теплоізоляційне покриття.

Витрати на будівництво лінійної частини досягають 80% від загального обсягу капітальних вкладень. Чим більше діаметр труб, тим більше частка вартості труб в загальній вартості лінійної частини. При діаметрі нафтопроводу 320 мм металловложеніе в проект складає 60 т / км, при діаметрі 1220 мм - 420 т / км. Наприклад, при переході від діаметра 720 мм на діаметр 1020 мм металловложеніе збільшується в 1,8 рази. Тому траси нафтопроводів великого діаметра прагнуть максимально випрямити. Зі збільшенням діаметра зменшуються питомі витрати на перекачування нафти. Приблизно 20% капітальних вкладень припадає на нафтоперекачечні станції.

Зі збільшенням робочого тиску і діаметра труб зростає товщина стінок. При підвищенні тиску збільшується вартість одиниці довжини нафтопроводу, проте питомі експлуатаційні витрати при цьому зменшуються. Наприклад, при перекачуванні нафти з середньою швидкістю 1,5 м / с по трубах різного діаметра питома витрата енергії ( на 1000 ) Становить: діаметр 530 мм - 23,6; діаметр 720 мм - 14,8; діаметр 920 мм - 10,6.

Залежно від проходження траси по рівнинним ділянкам або через складні природні перешкоди вартість споруди лінійної частини може збільшитися в кілька разів. Після визначення оптимального напрямку траси проводять вибір майданчиків для розміщення НПС і уточнюють на підставі гідравлічного розрахунку параметри нафтопроводу.

МН поділяються на чотири класи в залежності від діаметра трубопроводу:

I клас - діаметр понад 1000 мм;

II клас - від 500 до 1000 мм включно;

III клас - від 300 до 500 мм включно;

IV клас - 300 мм і менше.

Залежно від класу вибираються безпечні відстані від трубопроводу до будівель і споруд.

Встановлено також наступні п'ять категорій ділянок трубопроводів, які вимагають забезпечення підвищених характеристик міцності, обсягу неруйнівного контролю та величини випробувального тиску: B, I, II, III, IV. Найвищої і відповідальною є категорія B.

До останньої категорії відносяться переходи діаметром 1000 мм і більше через судноплавні і широкі водні перешкоди, газопроводи всередині компресорних, газорозподільних станцій і підземних сховищ газу (ПСГ). До ділянок IV категорії відносяться трубопроводи, що проходять по рівнинній місцевості в стійких грунтах далеко від будівель і споруд.

Уздовж траси МТ проходить лінія зв'язку, яка має в основному диспетчерське призначення. Розташовані вздовж траси станції катодного і дренажного захисту, а також протектори захищають трубопроводи від зовнішньої корозії. По трасі нафтопроводу можуть споруджуватися пункти наливу нафти в залізничні цистерни. Допустимі радіуси вигину трубопроводу в різних площинах визначають з умови міцності і стійкості положення. На трасі МН через кожні 500 м встановлюються знаки висотою до 2 м з написами-покажчиками.

Кінцевий пункт нафтопроводу - або сировинної парк нафтопереробного заводу, або морська перевалочна нафтобаза, звідки нафта танкерами перевозиться споживачам.

Склад споруд магістральних газопроводів

Система доставки продукції газових родовищ до споживачів є єдиний технологічний ланцюжок. Газ з родовищ надходить через газосборний пункт по промисловому колектору на установку підготовки газу, де проводиться осушення газу, очищення від механічних домішок, вуглекислого газу та сірководню. Далі газ надходить на головний компресорну станцію і в магістральний газопровід (МГ).

До складу споруд магістрального газопроводу входять наступні основні об'єкти ( Мал. 5.3 ):

• головні споруди;
• компресорні станції (КС);
• газорозподільні станції (ГРС);
• підземні сховища газу (ПСГ);
• лінійні споруди.

Схема магістрального газопроводу

МГ залежно від робочого тиску підрозділяються:

I клас - від 2,5 до 10 МПа включно;

II клас - від 1,2 до 2,5 МПа включно.

На головних спорудах видобутий газ готується до транспортування. У перший період розробки родовищ тиск газу достатньо велике, тому немає необхідності у використанні головної компресорної станції. Цю станцію будують на більш пізніх етапах розробки газових родовищ.

Компресорні станції (КС) призначені для перекачування газу від родовищ або підземних сховищ до споживача. Крім того, на КС проводиться очищення газу від рідких і твердих домішок, а також його осушення.

Об'єкти КС проектуються в блочно-модульному виконанні і обладнуються відцентровими нагнітачами з приводом від газотурбінних установок або електродвигунів. Газотурбінним приводом оснащено більше 80% всіх КС, а електроприводом - близько 20%.

Газоперекачувальні агрегати (ГПА) призначені для стиснення природного газу, достатнього для забезпечення його транспортування з заданими технологічними параметрами. Газоперекачувальні агрегати розміщуються в блок-контейнерах, що складаються з відсіків двигунів (приводів) і нагнітачів. Базова складальна одиниця - блок турбоагрегату і обладнання технологічних систем.

Установка охолодження газу переважно складається з апаратів повітряного охолодження (АВО). При компрімірова-ванні (стисканні) газ нагрівається, що призводить до збільшення його в'язкості, витрат потужності на перекачування і збільшення поздовжніх напружень в трубопроводі. Охолодження газу після його компримування збільшує продуктивність і стійкість газопроводу, послаблює дію корозійних процесів. Газ охолоджують водою і повітрям в тешюобменних апаратах різної конструкції. Конструктивно АВО є вентилятор з діаметром лопатей до 7 м. Кількість АВО визначається теплотехнічними розрахунками. Робоча температура охолоджувальної середовища на вході в апарат до , На виході - до .

Газорозподільні станції (ГРС) споруджують в кінці кожного МГ або відведення від нього. Високонапірний газ не може бути безпосередньо поданий споживачам. На ГРС здійснюється зниження тиску газу до необхідного рівня, очищення від механічних частинок і конденсату, одоризація і вимірювання витрати.

До лінійних споруд відносяться власне МТ, лінійні запірні пристрої, вузли очищення газопроводу, переходи через перешкоди, станції протикорозійного захисту, лінії технологічного зв'язку, відводи від МГ і споруди лінійної експлуатаційної служби.

Лінійні споруди газопроводів відрізняються від аналогічних споруд нафтопроводів тим, що замість лінійних засувок використовуються лінійні кульові крани, відстань між якими має бути не більше 30 км. Крім того, для збору випадає конденсату споруджуються конденсатос-борнікі. Велика частина газопроводів має діаметр від 720 до 1420 мм. Труби і арматура розраховані на робочий тиск до 10 МПа.

При паралельному прокладанні двох і більше МГ в одному технологічному коридорі передбачається з'єднання їх перемичками з запірною арматурою. Перемички розміщуються на відстані не менше 40 км один від одного, а також перед компресорними станціями і після них.

Підземні сховища газу (ПСГ) служать для компенсації нерівномірності газоспоживання. Використання підземних структур для зберігання газу дозволяє істотно зменшити капіталовкладення в сховища.

Класифікація та склад перекачувальних станцій

Магістральний нафтопровід (МН) має в своєму складі головний нафтоперегонну станцію (НПС) і проміжні НПС. Головний НПС призначена для прийому нафти з установок її підготовки на промислі і закачування в МН. Проміжні НПС забезпечують підтримку в трубі напору, достатнього для подальшої перекачки нафти ( Мал. 5.4 ). Об'єкти в складі НПС поділяються на дві групи: основного (технологічного) та допоміжного призначення.

До об'єктів першої групи відносяться: резервуарний парк; підпірна насосна; вузол обліку нафти з фільтрами; магістральна насосна; вузол регулювання тиску і запобіжні пристрої; камери пуску і прийому очисних і діагностичних пристроїв; технологічні трубопроводи з запірною арматурою.

Технологічна схема проміжної НПС

До об'єктів другої групи відносяться: знижує електрична підстанція з розподільними пристроями; комплекс водопостачання; комплекс щодо відведення промислових стоків; котельня з тепловими мережами; вузол зв'язку: лабораторний корпус; майстерні; пожежне депо; склад і т. д.

На головних НПС здійснюються такі технологічні операції: прийом і облік нафти; короткострокове зберігання нафти в резервуарах; внутрішньостанційні перекачування нафти; закачування нафти в МТ; запуск в порожнину трубопроводу очисних і діагностичних пристроїв.

На проміжних НПС здійснюється збільшення напору нафти, що транспортується. При роботі НПС в режимі "з насоса в насос" (кінець попереднього ділянки труби МН підключений до лінії всмоктування насосів) проміжні НПС не мають резервуарних парків. В інших випадках резервуарні парки є. На проміжних НПС встановлюються також системи згладжування хвиль тиску і захисту від гідравлічних ударів.

МН розбиваються на експлуатаційні дільниці протяжністю до 800 км, які з'єднуються один з одним через резервуарні парки, тому протягом деякого часу кожну ділянку може вести перекачування незалежно від сусідніх ділянок. Експлуатаційні дільниці в свою чергу складаються з 3-5 коротших ділянок, розділених проміжними НПС. які працюють в режимі "з насоса в насос" і гідравлічно пов'язані один з одним.

Для зниження витрат на спорудження НПС використовується метод їх блочно-модульного виконання. Все обладнання станції входить до складу функціональних блоків, монтується і випробовується на заводі. При цьому блочно-модульні НПС можуть бути відкритого типу, коли насосні агрегати розміщуються під навісом на відкритому повітрі.

Важливим елементом НПС є вузол обліку нафти на потоці, який розміщують на шляху руху нафти з резервуара до нафтопроводу між підпірною і магістральної насосними.

Типовим елементом схеми НПС є вузол прийому-пуску засобів очистки і діагностики внутрішньої порожнини нафтопроводу. На головних НПС розміщуються тільки камери пуску, на проміжних - камери пуску і камери прийому, на кінцевих-тільки камери прийому. Кожне з засобів очищення володіє своїми перевагами і недоліками. Наприклад, еластичний кульової роздільник має підвищену прохідність, здатний долати звуження труби і круті повороти, але має гірші очисними властивостями в порівнянні зі скребками.

Для прийому роздільників з попереднього ділянки використовують спеціальну камеру, в яку роздільник надходить разом з потоком нафти. Для пуску роздільників використовується інша камера, з якої роздільники разом з потоком нафти йдуть на наступну ділянку нафтопроводу.

Магістральний газопровід (МГ) в своєму складі має головний і проміжні компресорні станції (КС), що забезпечують розрахункову пропускну здатність трубопроводу ( Мал. 5.5 ).

Технологічна схема проміжної КС з відцентровими нагнітачами

У початковий період розробки родовищ тиск надходить природного газу буває досить великим, тому необхідність в спорудженні головної КС відсутня. Головний КС будують пізніше, вже після введення МГ в експлуатацію.

Розміщення КС по довжині траси залежить від робочих параметрів МГ. Зазвичай воно коливається в межах 80-150 км.

Головний КС призначена для прийому газу від джерел (з промислу), очищення його від пилу і сірководню, осушення, охолодження і компримування - стиснення до робочого тиску.

Для виконання цих технологічних операцій у складі головної КС є такі об'єкти:

• вузол пиловловлювачів;
• вузол очищення газу від сірки і сірководню;
• Вузол осушки газу, що складається з цеху низькотемпературної сепарації, холодильної станції, конденсатного парку, насосної для подачі діетиленгліколю та ін .;
• компресорний цех: апарат повітряного охолодження (АВО);
• знижувальних електропідстанція, якщо в якості приводу використовуються електродвигуни;
• електростанція власних потреб, якщо приводом служить газотурбінна установка;
• зворотний система водопостачання з градирнею;
• пожежна система водопостачання з водонапірною баштою;
• система каналізації, склади та ін.

Проміжна КС використовується для очищення газу від пилу і його компримування. До складу споруд проміжної КС входять:

• вузол підключення КС до МГ, цех очистки газу з системою маслохозяйства:
• зовнішня обв'язка відцентрових нагнітачів;
• компресорний цех, обладнаний нагнітачами з приводом від газових турбін або від електродвигунів. Цех включає в себе насосну оборотного водопостачання, а також пункт підготовки та редукування паливного та пускового газу для КС, обладнаних газовими турбінами; АВО;
• електростанція власних потреб для КС з приводом від газових турбін;
• міжцехових технологічні трубопроводи газу, води і масла:
• відкрите і закрите розподільні пристрої на КС з приводом від електродвигунів. ОРУ складаються з силових понижуючих трансформаторів і масляних вимикачів. ЗРУ включають в себе пускову апаратуру електродвигунів і трансформатори власних потреб:
• контрольно-розподільний пункт (КРП) для редукування газу на потреби КС.