Краус Ю.А. Проектирование и эксплуатация магистральных нефтепроводов - файл n1.doc

приобрести
Краус Ю.А. Проектирование и эксплуатация магистральных нефтепроводов
скачать (5902.4 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc9172kb.05.05.2010 10:11скачать

n1.doc

1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   13

1. Общие сведения о магистральных нефтепроводах




1.1 Назначение и классификация нефтепроводов


Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для транспорта нефти и нефтепродуктов [1], по своему назначению нефтепроводы подразделяются на три группы [1–3]:

  1. Магистральные нефтепроводы (МН) – инженерные сооружения, состоящие из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и связанных с ними нефтеперекачивающие станции (НПС), приёмосдаточных пунктов (ПСП), нефтебаз (НБ) для хранения нефти и других технологических объектов, обеспечивающих транспортировку, приемку, сдачу нефти потребителям или перевалку на другой вид транспорта;

  2. Подводящие (местные) нефтепроводы – нефтепроводы, соединяющие промыслы с головными сооружениями МН; нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) с пунктами налива. Их протяженность может достигать нескольких десятков километров;

  3. Технологические – внутриплощадочные нефтепроводы между точками врезки в магистральный нефтепровод на входе и выходе НПС и т.п., предназначенные для соединения различных объектов и установок.

МН предназначены для транспортирования больших грузопотоков нефти на значительные расстояния (до нескольких тысяч километров), рабочее давление в них обычно достигает 5…7,5 МПа. Согласно нормам технологического проектирования к МН относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км, диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для перекачки товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (перевалочных нефтебаз, НПЗ, пунктов налива и др.).

В соответствии со строительными нормами и правилами МН [4] подразделяются на четыре класса:

1-й класс – Dу свыше 1000 до 1200 мм включительно;

2-й класс – Dу свыше 500 до 1000 мм включительно;

3-й класс – Dу свыше 300 до 500 мм включительно;

4-й класс – Dу менее 300 мм.

Линия прохождения трубопровода, разбитая на местности от начального до конечного пункта и определяющая направление оси трубопровода, называется трассой. Трасса МН проходит по участкам с различным рельефом местности, с различными гидрогеологическими условиями, пересекают естественные (водные преграды, ущелья и т.д.) и искусственные (автомобильные и железные дороги, электрические подземные кабели и воздушные высоковольтные линии электропередач и т.п.) препятствия. Для безопасности расположения вблизи трассы объектов различного назначения и в зависимости от условий работы согласно СНиП 2.05.06-85* [4] линейная часть и отдельные участки магистральных трубопроводов подразделяются на категории. В каждой категории предъявляются определённые требования к прочности трубопровода, к контролю качества сварных соединений, предварительным гидравлическим испытаниям и типам изоляционного покрытия.

Для магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов с диаметром 700 мм и более при всех видах прокладки согласно СНиП 2.05.06-85* [4] принимается категория III, а для диаметра менее 700 мм при подземной прокладке – IV. Однако, отдельные участки МН могут иметь более высокую категорию (см. таблицу 1.1), которая назначается в соответствии с [4] в зависимости от условий прокладки и эксплуатации.
Таблица 1.1

Краткая характеристика категорий участков МН

Назначение: условия прокладки и эксплуатации

Категория

1 Нефтепроводы диаметром менее 700 мм при подземной прокладке

IV

2 Нефтепроводы, не соответствующие п.1, 3–5

III

3 Нефтепроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, переходы через болота II типа, пересекающие поймы рек

II

4 Переходы нефтепроводов через реки, болота II и III типов, горные участки, железные дороги общей сети, узлы пуска и приема очистных устройств, нефтепроводы на НПС

I

5 Переходы нефтепроводов D>1000 мм через водные препятствия

В


Прокладка трубопроводов может осуществляться однониточно или параллельно другим трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором МН понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных случаях, при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работы, допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов и газопроводов.

В пределах одного технического коридора допускается прокладывать более двух трубопроводов диаметром 1200 мм и не более трех трубопроводов диаметром 1020 мм и менее для транспорта нефти (нефтепродуктов), а для транспорта газа (газового конденсата) – не более шести трубопроводов диаметром 1420 мм.

1.2 Устройство магистральных нефтепроводов




1.2.1 Состав объектов и сооружений МН


Объектом МН, согласно [5], называется производственный комплекс, включающий трубопроводы, здания, основное и вспомогательное оборудование, установки и другие устройства, обеспечивающие его безопасную и надежную эксплуатацию. Под сооружением МН подразумевается надземная или подземная строительная система, состоящая из несущих, а в отдельных случаях и ограждающих конструкций и предназначенная для выполнения производственных процессов различного вида, хранения материалов, изделий и оборудования, для временного пребывания людей, перемещения людей и грузов и т.д.

Объекты и сооружения МН можно подразделить на линейные и площадочные. Площадочные объекты – это комплекс наземных зданий и сооружений, к которым относят: НПС, конечный пункт (КП), резервуарные парки, пункты подогрева нефти, нефтеналивные эстакады и причалы, а также и др.

Указанные объекты и сооружения отражаются на схеме магистральных нефтепроводов ОАО МН (рис. 1.1), где показывают [6]:




Рис. 1.1. Схема условного магистрального нефтепровода

1.2.3 Нефтеперекачивающие станции


НПС МН подразделяются на головные и промежуточные.

Головная НПС (ГНПС) обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. В состав технологических сооружений ГНПС входят: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учета нефти, магистральная насосная, узел регулирования давления, площадка с предохранительными устройствами для сброса избыточного давления при гидравлических ударах, фильтры-грязеуловители, а также технологические трубопроводы.

ГНПС могут располагаться на площадках центральных пунктов подготовки нефти, вблизи резервуарных парков с использованием существующих систем энергоснабжения, водоснабжения, канализации и других вспомогательных сооружений. При параллельной прокладке нефтепроводов проектируемые площадки НПС совмещаются с площадками действующего нефтепровода.

Остальные НПС являются промежуточными. Они могут быть с емкостью или без емкости. В состав технологических сооружений промежуточной НПС без емкости входят: магистральная насосная; фильтры-грязеуловители, узел регулирования давления, система сглаживания волн давления (ССВД), а также технологические трубопроводы. Состав технологических сооружений промежуточных НПС с емкостью аналогичен головной перекачивающей станции, однако если на такой станции не проводятся приёмосдаточные операции, то узел учёта может отсутствовать.

Все НПС на участках МН с одной и той же пропускной способностью оснащаются однотипным оборудованием.

Подключение местных нефтепроводов к МН, при подкачке нефти в МН, должно выполняться только на НПС. На НПС с емкостью подача нефти от объектов нефтедобычи производится в резервуарный парк, на НПС без емкости – на прием магистральной насосной.

1.2.4 Линейные сооружения МН


К линейным сооружениям МН относятся подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти с ГНПС, и собственно магистральный трубопровод с ответвлениями, лупингами и перемычками, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения НПС, узлами КПП СОД. Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения связывают между собой перемычками.

Линейная запорная арматура, предназначенная для перекрытия участков нефтепровода при авариях и ремонте. В зависимости от рельефа местности интервал между линейными задвижками должен составлять 15–20 км [4].

На участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и трубопроводов сжиженных углеводородных газов, примыкающих к подводным переходам, необходимо предусматривать устройства, исключающие скопление газа или воздуха в трубопроводах в местах их перехода через водные преграды, с этой целью используют вантузы. Вантуз – это задвижка с патрубком, устанавливаемая под прямым углом к оси трубопровода. Вантузы по своему назначению делятся на проектные и временные. Вантузы бывают проектные и временные. Проектные предусматриваются:

При этом на резервных нитках, оборудованных КПП СОД, вантузы не устанавливаются. На вантузы, установленные на ЛЧ проектной организацией, должны быть внесены изменения в исполнительную документацию. Вантузы, на которые не имеется проектной документации относятся к временно установленным и должны быть ликвидированы по завершению выполненных работ. Временные вантузы предназначены для выполнения ремонтных работ, заполнения водой при строительстве.

Переходы через естественные и искусственные препятствия:

Узлы КПП СОД предназначены для запуска и приёма очистных и инспекционных средств в процессе эксплуатации. Они размещаются на расстоянии до 300 км друг от друга и, как правило, совмещаются с НПС. Устройства пуска и приема СОД предусматриваются также на лупингах и отводах протяженностью более 3 км и резервных нитках подводных переходов независимо от их протяженности. Трубопровод и узлы КПП СОД оборудованы сигнальными приборами, регистрирующими их прохождение.

Кроме того, к линейным сооружениям относят:

В целях обеспечения сохранности, создания безопасных условий эксплуатации, предотвращения несчастных случаев и исключения возможности повреждения нефтепроводов устанавливается охранная зона в соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов». Вдоль трассы устанавливаются опознавательные знаки нефтепровода, сигнальные знаки и постоянные реперы в местах пересечения МН с водными преградами, знаки «Остановка запрещена» в местах пересечения с автодорогами и предупредительные знаки в соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов» и «Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов».

На трассе трубопровода предусматривается установка сигнальных железобетонных или деревянных знаков высотой 1,5–2 м от поверхности земли, которые должны быть оснащены соответствующими щитами с надписями-указателями. Знаки устанавливаются в пределах видимости, но не более, чем через 500 м, а также дополнительно на углах поворота. Определение категорий участков нефтепроводов производится по [4].

1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   13


1. Общие сведения о магистральных нефтепроводах
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации