Состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

СТРУКТУРА ОБЪЕКТОВ СИСТЕМЫ НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

Классификация магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов, хотя когда хотят подчеркнуть, что перекачиваются именно нефтепродукты, то употребляют термин нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензинопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и т.д.

По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы:

внутренние – соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах;

местные – по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального нефтепровода или с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда;

магистральные (МН) – характеризуется высокой пропускной способностью и большой протяженностью (сотни и тысячи километров), с диаметром трубопровода от 219 до 1220 мм. Ориентировочные значения производительности и рабочее давление нефтепроводов, соответствующие их оптимальным параметрам представлены в табл. 1.1, из которой видно видно, что с ростом диаметра МН увеличивается его оптимальная производительность и снижается оптимальное рабочее давление;

технологические.

Таблица 1

Производительность и рабочее давление нефтепроводов (ВНТП 2-86)

Диаметр, мм	Производительность, млн. т/год	Рабочее давление
		МПа	кгс/см2 (ат)
219 273 325 377 426 530 630 720 820 1020 1220	0,7÷1,2 1,1÷1,8 1,6÷2,4 2,2÷3,4 3,2÷4,4 4,0÷9,0 7,0÷13,0 11,0÷19,0 15,0÷27,0 23,0÷50,0 41,0÷78,0	8,8÷9,8 7,4÷8,3 6,6÷7,4 5,4÷6,4 5,4÷6,4 5,3÷6,1 5,1÷5,5 5,6÷6,1 5,5÷5,9 5,3÷5,9 5,1÷5,5	90÷100 75÷85 67÷75 55÷65 55÷65 54÷62 52÷56 58÷62 56÷60 54÷60 52÷56

Режим работы МН – непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтом). Перекачка, как правило, ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными вдоль трассы.

Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса и в зависимости от условного диаметра труб (в мм):

1. 1000 ÷ 1200; 2. 500÷ 1000; 3. 300÷ 500; 4. менее 300.

Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.06-85 устанавливает для магистральных трубопроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик: на любом участке трубопровода (табл. 1.2).

Таблица 2

Категории магистральных нефтепроводов

Приведенная классификация и категории трубопроводов определяют в основном требования, связанные с обеспечением прочности или неразрушимости труб. В северной природно-климатической зоне все трубопроводы относятся к III категории. Исходя из этих же требований, в СНиП 2.05.06-85 определены также и категории к которым следует относить не только трубопровод в целом, но и отдельные его участки. 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 на них. Отдельные участки нефтепроводов могут относиться к высшей категории В, I категории и ко II категории. К высшей категории В относятся трубопроводные переходы через судоходные и несудоходные реки диаметром 1000 мм и более. К участкам I категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки, болота II и III типов, горные участки, вечномерзлые грунты. К участкам II категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки, болота II типа, косогорные участки, переходы под дорогами и т.д.

Прокладку трубопроводов можно осуществить одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов согласно СНиП 2.05.06-85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортировки нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата). В отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.

Состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

В состав магистральных трубопроводов (рис. 1.1) входят: линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т.п.; перекачивающие и тепловые станции; конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов нефтебазы и нефтесклады, на которых принимают поступающий по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.

Рис. 1. Схема магистрального нефтепровода

В некоторых случаях в состав магистрального трубопровода входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть от промыслов подается к головным сооружениям трубопровода.

Все объекты МН разделяют на две группы:

Линейные сооружения (труба, переходы через искусственные и естественные препятствия, линейные задвижки, устройства приема – пуска скребка – через 300 км, линии связи, станции защиты от коррозии, дома обходчиков или пункты обогрева – через 30¸40 км и т.д.);

Насосные перекачивающие станции (НПС).

Основные элементы магистрального трубопровода, сваренные в непрерывную нитку трубы, представляют собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт, обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Для магистральных трубопроводов применяют цель-нонатянутые или сварные трубы диаметром 300¸1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое достигает 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.

На пересечении крупных рек нефтепроводы утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечении железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100¸200 мм больше диаметра трубопровода.

Потребности населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов, в нефтепродуктах удовлетворяются прокладкой отводов или ответвлений из труб сравнительно малого диаметра, по которым часть нефтепродуктов (периодически) отводится в эти населенные пункты. В зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки (с интервалом 10¸30 км) для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское значение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты на расстоянии 10÷20 км друг от друга, а также протекторы защищают трубопровод от натужной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода.

Перекачивающие (насосные) станции располагаются на нефтепроводах с интервалом 50÷150 км (для сравнения – на газопроводах с интервалом 100¸200 км), которые оборудованы центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная насосная станция (ГНС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел, разбросанный на большой территории.

Основным оборудованием таких НПС являются насосно-перекачивающие агрегаты (НПА), в состав которых входят центробежные насосы (чаще всего типа НМ) и электрические двигатели (синхронного или асинхронного).

ГНС станция отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода,  узлов учета. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая напряжение подаваемого на линию электропередач (ЛЭП) тока с 110 или 35 до 6 кВ, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.п.

Для повышения надежности работы МН, через каждые 400¸600 км трассы, резервуарами оборудуются промежуточные НПС. В этом случае емкость резервуарных парков колеблется от 0,3 до 0,5 суточных производительностей МН и может достигать 1,0¸1,5 суточных производительностей, если НПС расположены в точках разветвления МН или на границах объединений. НПС с резервуарными парками, помимо основных (магистральных) НПА, оборудуются еще подпорными агрегатами (чаще типа НПВ). Участки нефтепровода между НПС с резервуарными парками получили название эксплуатационных участков, которые между собой могут соединяться с использованием следующих систем:

«из резервуара в резервуар» – нефть на НПС принимается в один резервуар (или группу резервуаров), а откачивается из другого;

«через резервуар» – нефть принимается и откачивается из одного резервуара (или группы резервуаров);

«с подключенным резервуаром» – основной поток нефти идет на вход в НПА, минуя резервуары и лишь относительно небольшая часть направляется на хранение или забирается подпорными насосами из резервуаров;

« из насоса в насос».

Если длина нефтепровода превышает 800 км, его обычно также разбивают на эксплуатационные участки длиной 400÷800 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования.

В настоящее время общепринятой считается система перекачки нефти «из насоса в насос», т.к. большая часть НПС сооружена без резервуарных парков.

Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующие высокозастывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты, иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют подогреватели паровые или огневые (печи). Для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.

Конечный пункт нефтепровода – либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу. Конечный пункт нефтепродуктопроводов – резервуарный парк перевалочной или крупной распределительной нефтебазы.