На своем протяжении нефтепровод
проходит через естественные
препятствия (реки 10) и искусственные
(железные 8 и шоссейные 7 дороги).
В зависимости от условий местности
могут применяться подземная,
надземная или наземная прокладки
нефтепровода
На конечном пункте нефтепровода
нефть поступает в резервуары
16 и затем передается потребителям:
- НПЗ 17;
- пункт налива железнодорожных
цистерн 18;
- пункт налива танкеров 19.
Вдоль трассы сооружаются
вспомогательные линейные сооружения:
- вертолетные площадки 21 для посадки
вертолетов, обслуживающих нефтепровод;
- защитные сооружения 23, предотвращающие
разрушение трубопровода
- системы электрокатодной защиты
трубопровода 15 от электрохимической
коррозии;
- площадки 22 с аварийным запасом
труб;
- линии электропередач 14, линии
связи 25;
- подъездные дороги 24;
- дома линейных ремонтеров-связистов
9;
- лупинги 26.
При технологической необходимости
на линейной части сооружаются отводы
12 к отдельным потребителям и
лупинги 20.
Схема магистрального нефтепродуктопровода
практически не отличается от
схемы магистрального нефтепровода.
Трубопроводный транспорт нефтепродуктов
массового потребления приобретает
все большее значение и интенсивно
развивается.
Трубопроводный транспорт нефтепродуктов
позволяет по одному и тому
же нефтепродуктопроводу перекачивать
последовательно разные светлые
нефтепродукты, например бензин
и дизельное топливо. При этом
разные нефтепродукты транспортируются
по одному и тому же трубопроводу
в виде следующих друг за
другом партий. На конечном пункте
нефтепродуктопровода или на
распределительной нефтебазе, подключенной
к нему, осуществляется раздельный
прием этих партий в разные
резервуары.
1.3. Виды транспорта газа
Для транспортировки газа
и газового конденсата применяются
железнодорожный, водный, автомобильный
и трубопроводный виды транспорта.
Попутный (нефтяной) газ, отделяемый
из нефти, поступает по трубопроводам
на ГПЗ, где из него выделяют
пропан и бутан и в виде
их смеси в сжиженном виде
в железнодорожных цистернах,
баллонах или автоцистернах направляется
потребителям - в систему бытового
или промышленного газоснабжения
городов и поселков. Газовый конденсат,
добываемый вместе с газом
из газоконденсатных месторождений,
отделяется от газа непосредственно
на месторождении на установках
подготовки газа и по трубопроводам
(конденсато-проводам) или в цистернах
доставляется потребителям - на нефтехимические
предприятия.
С 50-х годов получил распространение
способ морских перевозок сжиженного
природного газа (метана) в специальных
танкерах - метановозах. Метан составляет
основную часть природного газа. Если
метан при атмосферном давлении охладить
до температуры -162°С, то он становится
жидким.
Трубопроводный транспорт является
основным видом внутриконтинентального
транспорта природного газа. По трубопроводам
(газопроводам) газ в газообразном
состоянии транспортируется после
компримирования (сжатия) компрессорами.
В отличии от магистрального нефтепровода
максимальный диаметр магистрального
газопровода в настоящее время составляет
1420 мм. В России рабочее давление газопроводов
зависит от их диаметра. Обычно при диаметре
не более 1020 мм рабочее давление составляет
5,4 МПа, а при диаметре более 1020 мм поддерживается
рабочее давление 7,35 МПа.
При диаметре 1020 мм и 1420 мм
магистральный газопровод имеет
пропускную способность соответственно
30 и 100 млн. м3 в сутки.
1.4.Технология трубопроводного транспорта
газа
Схема магистрального газопровода.
Система газоснабжения от
скважины до потребителя представляет
собой единую технологическую
цепочку. Вся продукция скважины
1 на газовом или газоконденсатном
месторождении поступает через
газосборный пункт 2 и газопромысловый
коллектор 3 на установку подготовки
газа 4.
Если давление на устье
скважины больше, чем рабочее
давление магистрального газопровода,
то оно дросселируется (снижается)
до нужной величины введением
дополнительного гидравлического
сопротивления. В случае недостаточного
давления газ после подготовки
закачивается ГКС 5 в магистральный
газопровод 6.
Линейные охранные краны
7 на газопроводе предусматриваются
через 20-30 км. Для поддержания
давления газа на газопроводе
с интервалом в 100-120 км устанавливаются
компрессорные станции (КС) 8. Они
в большинстве случаев оборудуются
центробежными нагнетателями для
компримирования газа с приводом от газотурбинных
установок или электродвигателей. В настоящее
время 80 % мощности всех КС составляет
газотурбинный привод нагнетателей, а
20 % - электропривод. Газовые турбины работают
на перекачиваемом газе. Расход газа на
топливо достигает 10-12 % объема его транспортировки.
Мощность применяемых на КС электродвигателей
не превышает 12,5 тыс. кВт.
На каждой КС устанавливаются
пылеуловители, т.к. газ в процессе
движения по газопроводу засоряется
механическими примесями. На выходе
всех КС газопроводов большого
диаметра устанавливают аппараты
воздушного охлаждения (АВО) газа
для охлаждения транспортируемого
газа атмосферным воздухом.
Магистральные газопроводы
часто прокладываются в одном
коридоре с другими газопроводами.
В этом случае они соединяются
между собой перемычками на
входе и выходе КС и далее
через каждые 20-40 км.
На своем протяжении нефтепровод
проходит через естественные
препятствия (реки 13) и искусственные
(железные 11 и шоссейные 9 дороги).
В зависимости от условий местности
могут применяться подземная,
надземная или наземная прокладки
газопровода.
Потребителями газа являются
крупные тепловые электростанции,
города и населенные пункты. Часть
природного газа используется
как технологическое сырье на
нефтехимических комбинатах. Перед
подачей газа потребителю он
поступает из магистрального
газопровода по отводам 16 на
газораспределительные станции
(ГРС) 15, 26. На ГРС снижается давление
газа до рабочего давления
газораспределительной системы
потребителей, он также подвергается
одоризации для придания ему специфического
запаха, с целью раннего выявления аварийных
утечек газа.
После ГРС газ поступает
в городские газовые сети 28, которые
непосредственно подают газ к
месту потребления. Городские
газовые сети транспортируют
газ под высоким (1,2 - 0,3 МПа), средним
(0,3 - 0,05 МПа) и низким (5-3 КПа) давлениями.
Снижение и поддержание в необходимых
пределах давления газа в распределительных
сетях осуществляется на газорегулировочных
пунктах (ГРП) 27
Вспомогательные линейные сооружения
магистрального газопровода аналогичны
магистральным нефтепроводам и
включают:
- линии связи 10 и электропередач
19;
- систему защиты от электрохимической
коррозии 18;
- вертолетные площадки 25;
- подъездные дороги 14;
- площадки с аварийным запасом
труб 12;
- защитные сооружения 17 и водосборники
22;
- дома линейных ремонтеров-связистов
23;
- лупинги 24
Для сглаживания неравномерности
потребления газа у крупных
населенных пунктов создают подземные
хранилища газа (ПХГ) 20 со своими
компрессорными станциями 21 для
закачки газа в ПХГ.
1.5.Сооружение магистральных газонефтепроводов
Промысловые трубопроводы, магистральные
нефте- и газопроводы сооружают из стальных
труб из малоуглеродистой или низколегированной
стали. По способу изготовления трубы
бывают бесшовные (горячедеформированные)
и сварные (прямошовные и спиральношовные).
Условия прокладки трубопроводов
меняются в очень широких пределах.
Все многообразие природных условий
разделено на шесть групп:
- освоенные равнины (уклон менее
10 градусов),
- пустыни,
- болота,
- вечномерзлые грунты,
- горы,
- водные преграды.
Каждая из групп требует применения
особой технологии строительства и
особой техники.
Различают четыре способа
прокладки трубопроводов:
- подземная прокладка (ниже дневной
поверхности земли);
- полуподземная (полузаглубленная);
- наземная прокладка в насыпи
и без насыпи (на дневной поверхности);
- надземная прокладка (выше дневной
поверхности).
Сегодня уровень знаний и
накопленный опыт позволяют осуществить
любой способ прокладки в любых
условиях. Вопрос будет заключаться
лишь в затратах средств и
труда на строительство трубопровода
и его последующую эксплуатацию.
Отсюда следует, что выбор способа
прокладки является технико-экономической
задачей, которая решается в
каждом конкретном случае отдельно.
Подземный способ составляет
около 98 % от общей длины всех
построенных трубопроводов. Анализ
опыта трубопроводного строительства
показывает, что подземный способ
прокладки имеет преимущества
перед остальными:
- он обеспечивает лучшую защиту
труб от разрушений в результате
возможных взрывов,
- защищает трубопровод от лесных
пожаров,
- сводит к минимуму экологические
последствия аварий, а для газопроводов
и объем разрушений в результате
аварий,
- не затрудняет миграцию диких
животных,
- не создает препятствий для
обеспечения стока поверхностных
вод.
Однако он не лишен недостатков
и его повсеместное использование
сдерживается мерзлотно-грунтовыми условиями.
В частности, при подземной прокладке
горячего трубопровода вокруг труб образуются
большие ореолы оттаивания и грунт
в основании труб проседает, деформируя
трубопровод. Для обеспечения его устойчивости
в этих условиях требуются дорогостоящие
технические мероприятия.
К недостаткам подземного
способа прокладки следует отнести:
- сложность обнаружения и устранения
аварий. Особую трудность представляет
вскрытие трассы в зимнее время,
когда грунты слоя сезонного
промерзания-оттаивания находятся
в твердомерзлом состоянии. Разработка
таких грунтов без соответствующей
землеройной техники, которая
на трассе, как правило, отсутствует,
выливается в серьезную проблему;
- большая зависимость вероятности
появления аварий от того теплового
воздействия, которое трубопровод
оказывает на геологическую среду,
причем это воздействие часто
трудно прогнозировать;
- большой объем землеройных
работ.
С уменьшением глубины заложения
труб объем землеройных работ
уменьшается и одновременно облегчаются
поиск и устранение аварий. В связи с этим
в последнее время на практике стали применять
модификацию подземной прокладки - полузаглубленную
прокладку. Однако, уменьшая недостатки
подземной прокладки, полузаглубленная
прокладка приобретает все недостатки
наземной прокладки. Наземную прокладку
обычно применяют на участках трассы с
резко пересеченным рельефом или сильной
заболоченностью. Наземная прокладка
без обвалования всегда устраивается
с компенсацией продольных деформаций,
с обвалованием - так же как и подземная
прокладка - без компенсации или с устройством
компенсационных участков.
Преимущества наземной прокладки
по сравнению с подземной заключается
в отсутствии экскавации фунта
по трассе, балластировки труб
и анкерных устройств. К недостаткам
следует отнести меньшую надежность
при внешних ударных воздействиях,
большие объемы завозимого грунта,
дополнительное косвенное тепловое
воздействие на ММП, изменение
естественного стока поверхностных
вод, препятствие для миграции
диких животных (в случае прокладки
труб без обваловки).Надземная прокладка
может использоваться всюду, кроме заливных
пойм, на которых есть ледоход. Трубы укладываются
на отдельно стоящие опоры, расположенные
с шагом 20-60 м. Опорой считается металлическая
или железобетонная конструкция, расположенная
между трубой и фундаментом. Надземная
прокладка трубопроводов обязательно
предусматривает компенсацию температурных
деформаций труб. Для этого используется
прямолинейная прокладка труб с П-, Г- и
Z-образными компенсационными контурами,
зигзагообразная прокладка и прямолинейная
прокладка с неравномерным шагом опор.
Преимуществами надземной прокладки
по сравнению с остальными
являются:
- доступность трубопровода осмотру
и проведению профилактических
работ, что снижает вероятность
аварий, а при их появлении
меньшие затраты времени на
ликвидацию;
- малая зависимость от мерзлотно-геологических
условий, поскольку трубопровод
не оказывает теплового воздействия
на ММП. Это также снижает
вероятность появления аварий;
- отсутствие препятствий естественному
стоку поверхностных вод;
- отсутствие препятствий миграции
диких животных при высоких
опорах.
К недостаткам надземной
прокладки можно отнести ее
высокую стоимость, уязвимость
при внешних ударных воздействиях,
большие разрушения конструкций
(газопроводы) и загрязнения окружающей
среды (нефтепроводы) при авариях.