Линейная часть магистрального газопровода

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Линейная часть магистральных газопроводов ( ЛЧ-МГ) или газосборных, газораспределительных сетей, обвязочных технологических трубопроводов ГДП, КС, ПХГ, как элемент СДГ, играет исключительно важную роль в функционировании СДГ, в особенности МГ. При однониточном исполнении газопровода авария на линейной части с полным разрывом трубы или сварного стыка может создать аварийную ситуацию с прекращением подачи газа, если в СДГ отсутствуют какие-либо резервные мощности.  [1]

Линейная часть магистральных газопроводов является такой подсистемой СДГ, от надежности работы которой во многом зависит надежность работы всей системы.  [2]

Линейная часть магистральных газопроводов представляет собой сеть трубопроводов, соединенных технологическими перемычками и закольцованных в единые системы.

Линейная часть 5-ниточного магистрального газопровода обычно обладает структурой лестничного типа.  [4]

Линейную часть магистрального газопровода контролируют путем обхода, объезда на мотоциклах, автомобилях или облета на вертолетах и самолетах. Эти знаки, включая опоры под ними, необходимо окрашивать в оранжевый цвет.  [5]

Линейную часть магистрального газопровода — собственно трубопровод, линейные отключающие узлы, узлы подключения газопроводов-отводов и отдельно стоящих зданий, конденсатоотводчики, переходы через искусственные и естественные препятствия ( железные и шоссейные дороги, водные препятствия, балки, овраги и др), дома линейных обходчиков-ремонтеров, сооружения по защите газопровода от почвенной коррозии и блуждающих токов.  [6]

Рассматриваетсялинейная часть магистрального газопровода при горизонтальном профиле его трассы.

Для неустановившегося движения газа в участке газопровода определяется распространение синусоидального возмущения от входа до точки, расположенной в конце линии.

Расчеты были выполнены для конкретного газопровода длиною 48 3 км, диаметром трубы 508 мм при коэффициенте гидравлического сопротивления 0 011 и определенных эксплуатационных условиях.  [7]

Ремонтлинейной части магистральных газопроводов подразделяется на следующие основные виды: аварийный, текущий и капитальный.  [8]

Обслуживаниемлинейной части магистральных газопроводов заняты 9 ЛПУМГ и Канчуринская СПХГ, три АВП, три участка капитального ремонта.

С целью поддержания в рабочем состоянии установленного оборудования и трубопроводов проводятся профилактические, технические, ремонтные и диагностические работы.

Данные мероприятия позволяют обеспечивать бесперебойный транспорт газа, а также стабильное газоснабжение потребителей газа и в значительной степени снижать вероятность возникновения аварийных ситуаций.  [10]

При обслуживаниилинейной части магистрального газопровода службой ЛЭС должны осуществляться также контроль за гидравлическим режимом работы газопровода и наличием внутри него загрязнений, наблюдение за работами, проводимыми в охранной зоне, текущие и аварийные ремонтные работы.

Газопроводы на переходах через реки, ручьи и балки должны предохраняться от размывов и повреждений, оборудованы ограждениями.

Состояние переходов газопровода через большие реки с неустойчивыми руслами, а также переходов через автодороги всех категорий ( со взятием анализа проб воздуха из вытяжной свечи) проверяют не реже 1 раза в год.  [12]

Таким образом, линейная часть магистральных газопроводов представляет собой сложную конструктивно однородную линейно-протяженную техническую систему с неравномерно распределенными показателями надежности.

Отказ в системе характеризуется тремя случайными параметрами — временем, местом и размером разрушения. Учет случайности размера повреждения представляется весьма важным, поскольку позволяет существенно повысить адекватность разрабатываемых моделей реальному объекту.

Модели, адекватно описывающие подобные системы, в настоящее время практически не разработаны. Отсутствуют также критерии, позволяющие эффективно оценивать воздействия на систему, и методы прогнозирования ее функционирования на временных интервалах.

Таким образом, построение методов моделирования и исследования таких объектов представляется весьма важной задачей.  [14]

Для возможности обслуживаниялинейной части магистрального газопровода необходимо устраивать вертолетные площадки, а также дороги, обеспечивающие проезд вдоль трассы ремонтной техники.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

Источник: https://www.ngpedia.ru/id593905p1.html

Линейная часть магистральных газопроводов

СПРАВКА:

Первый дальний в стране ввели в эксплуатацию в декабре 1956 года. Первой газовой магистралью стал газопровод Ставрополь — Москва протяженностью более 1200 километров и диаметром 720 миллиметров. Он позволил обеспечить природным газом столицу и центральные регионы страны.

Для чего это нужно?

Газовые месторождения находятся вдали от основных центров проживания потребителей и сосредоточения промышленных зон. Поэтому линейная часть была и остается важнейшим элементом газотранспортной системы. Современное газовое хозяйство напоминает мощное дерево с раскидистой кроной.

Его корни — это система газопроводов, собирающих газ из скважин, а ствол — это и есть линейная часть , построенных из труб большого диаметра с укладкой в несколько параллельных нитей. Такие трубы несут газовый поток под давлением до сотни атмосфер со скоростью в десятки километров в час.

Как она устроена?

К линейной части относятся , и отводы от основной магистрали, отключающая и запорная арматура, переходы через естественные и искусственные препятствия, узлы запуска и приема очистных устройств, компенсаторы и конденсатосборники, а также системы электрохимической защиты газопровода от . Самые распространенные диаметры и газопроводов-отводов — 530, 720, 1020, 1220 и 1420 миллиметров. В настоящее время, с точки зрения эффективности, максимальный диаметр газопровода 1420 миллиметров.

Линейную часть сооружают постоянного или переменного диаметра в одну или несколько ниток, которые укладывают параллельно друг другу. Параллельные нитки могут быть как на всем протяжении газопровода, так и на его отдельных участках. Такие газопроводы, уложенные на отдельных участках газовой магистрали для увеличения производительности и надежности ее работы, называются лупингами.

Крановые узлы на линейной части размещают на расстоянии не менее 30 километров. Узлы представляют собой запорные устройства (краны), обводные и продувочные линии.

Кроме того, крановые узлы размещают на обоих берегах водных двухниточных переходов, на всех отводах от , на участках, примыкающих к компрессорным станциям (500–700 метров до границ их территории), на свечах и факелах для сброса газа.

Линейную часть укладывают подземным и надземным способом.

Как у нас?

На балансе ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» находятся 38  с диаметрами от 426 до 1420 миллиметров. Самая большая по протяженности газовая магистраль предприятия — газопровод Макат — Северный Кавказ. Его длина превышает 380 километров.

Всего Общество эксплуатирует более 8 тысяч километров линейной части , в том числе почти 3 тысячи 400 километров газопроводов-отводов — это чуть более 40% от всей протяженности.

Служба по связям с общественностью и СМИ

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»

Источник: https://stavropol-tr.gazprom.ru/press/proekt-azbuka-proizvodstva/linejnaya-chast-magistralnykh-g/

Магистральные нефтепроводы

В состав линейной части магистральных нефтепроводов в соответствии со СНиП 2.05.06-86 и ВИТП 2-86 входят:

• трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искуственные препятствия, узлами пуска и приема очистных устройств, а также блокировочные трубопроводы, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов;
• линии электропередач, предназначенные для обслуживания трубопроводов и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;
• противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;
• емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных углеводородов;
• здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;
• постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопроводов;
• пункты подогрева нефти и нефтепродуктов;
• указатели и предупредительные знаки.

Линейная часть в отношении выбора трасс, переходов через естественные и искусственные препятствия, устройства защитных сооружений, расчетов нефтепроводов на прочность и устойчивость (в том числе определения толщины стенок труб), противоэрозионных и противооползневых мероприятий, защиты от коррозии, материалов и изделий должна проектироваться в соответствии со СНиП 2.05.06 — 85.

К основным характеристикам конструкции линейной части относятся следующие группы данных:

• конструктивная схема прокладки трубопровода; координаты, определяющие ориентацию продольной оси трубопровода на всем протяжении трассы;
• основные пространственные характеристики конструктивных элементов с указанием допустимых отклонений от номинальных размеров, включая искажения формы изделий (номинальный наружный и внутренний диаметры труб, толщина стенки; допустимый нормативный разброс этих значений, допустимое отклонение поперечного сечения трубы от круговой формы, геометрические характеристики формы сварных швов и т.п.);
• физико-механические характеристики, включая прочностные свойства применяемых материалов и аналогичные характеристики металлов в зоне сварных швов. Состав и объем необходимой информации должен быть составлен или скорректирован с учетом выбранных для реализации расчетных схем;
• данные о начальной и (или) текущей дефектности материала труб, включая перечень возможных дефектов, данные о плотности и размещении дефектов в теле трубы.

Диаметр трубопроводов линейной части определяется расчетом в соответствии с нормами технологического проектирования.

При отсутствии необходимости в транспортировании продукта в обратном направлении трубопроводы проектируют из труб со стенкой различной толщины в зависимости от падения рабочего давления по длине трубопровода и условий эксплуатации.

Допустимые радиусы изгиба трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях определяют расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения. Минимальный радиус изгиба трубопровода из условия прохождения очистных устройств составляет не менее пяти его диаметров.

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 СНиП 2.05.06—85.

Трубы для нефтепроводов

Основной вид труб для нефтепроводов — стальные трубы.

Большая несущая способность, высокая стабильность механических и технологических свойств достигнуты благодаря совершенствованию технологии их изготовления и внедрения в нее разнообразных испытаний, а особенно 100%-го неразрушающего контроля качества сварных швов и металла. Это также позволило сделать трубы наиболее надежными и долговечными.

Для изготовления и ремонта резервуаров, газгольдеров, газонефтепроводов применяется низколегированная конструкционная сталь.

Она обладает рядом преимуществ по сравнению с углеродистой сталью обыкновенного качества: ее предел текучести σ1 выше на 50 % и более, меньше чувствительность к старению, меньше склонность к хладноломкости, хорошо сваривается, коррозионная стойкость выше в 1,5 раза, чем, например, у стали ВСтЗ.

Для строительства магистральных трубопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральношовные и специальных конструкций, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых сталей диаметром до 500 мм включительно, из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 мм и низколегированных сталей в термически или термомеханически упрочненном состоянии для труб диаметром до 1420 мм.

Спиральношовные трубы дешевле прямошовных, так как стальная лента на 20—35% дешевле широколистовой стали. При этом достигается экономия металла (примерно на 10%) за счет снижения его расхода на обрезку после прокатки, уменьшения допусков по толщине и отходов при обрезке концов труб.

За счет спирального шва труба становится более жесткой, лучше сохраняет цилиндрическую форму при транспортировке. При эксплуатации трубопровода из спиральношовных труб главные напряжения располагаются под углом к направлению прокатки ленты, что повышает работоспособность металла.

Преимуществом спиральношовных труб также является то, что в процессе их изготовления металл труб практически не изменяет своих пластических и вязких свойста, а сам процесс производства труб легко поддается механизации и автоматизации.

Недостатком спиральношовных труб считают большую протяженность сварных швов по сравнению с прямошовными трубами спиральношовные трубы нельзя гнуть, они плохо копируют местность.

Из-за строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов в различных климатических условиях трубы делают в разном исполнении.

В северном исполнении изготовляют трубы, для которых температура эксплуатации принимается от —20 до — 400С, а температура строительства — 600С и выше.

Устройства пуска и приёма средств очистки и диагностики

На магистральных нефтепроводах должны предусматриваться устройства приема и пуска скребка для их очистки в период эксплуатации, которые также можно использовать для приема и пуска разделителей при последовательной перекачке и поточных средств диагностики.

Устройства приема и пуска скребка размещаются на нефтепроводе на расстоянии друг от друга до 300 км и, как правило, совмещаются с НПС. Эти устройства должны предусматриваться на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км, а также на отводах протяженностью более 5 км.

Схемы устройств приема и пуска скребка в зависимости от их расположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные варианты технологических операций: пропуск, прием и пуск; только пуск; только прием.

В состав устройств приема и пуска входят:

1. Камеры приема и запуска очистных устройств.
2. Трубопроводы, арматуры и соединительные детали.
3. Ёмкость для дренажа из камер приема и пуска.
4. Механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных устройств.
5. Сигнализаторы прохождения очистных устройств.
6. Приборы контроля за давлением.

Трубопровод в пределах одного очищаемого участка должен иметь постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов или деталей.

При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного трубопровода, должны предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление.

На участках переходов трубопровода через естественные и искусственные препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного трубопровода, допускается предусматривать самостоятельные узлы пуска и приема поточных устройств.

Трубопровод и узлы пуска и приема поточных устройств должны быть оборудованы сигаальными приборами, регастрирующими прохождение устройств.

Трубопроводная арматура

Нормальная эксплуатация трубопровода невозможна без арматуры — неотъемлемой части любого трубопровода. Расходы на арматуру составляют около 10—12 % капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

Трубопроводная арматура представляет собой устройства, предназначенные для управления потоками жидкостей, транспортируемых по трубопроводам.

Запорная арматура линейной части трубопроводов, устанавливаемая через каждые 10 — 30 км, предназначена, в основном, для отсекания участка трубопровода при аварии или ремонтных работах. Практически арматура линейной части срабатывает редко (несколько раз в год). Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

• на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более;
• на нефтепроводах при пересечении водных преград в одну нитку — место размещения запорной арматуры в этом случае принимается в зависимости от рельефа земной поверхности, примыкающей к переходу, и необходимости предотвращения поступления транспортируемого продукта в водоем;
• на обоих берегах болот типа III протяженностью свыше 500 м;
• в начале каждого ответвления от трубопровода на расстоянии не менее 15 м;
• на одном или обоих концах участков нефтепроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промыхпленных предприятий — на расстоянии, устанавливаемом проектном в зависимости от рельефа местности.

Основное назначение запорной арматуры — перекрывать поток рабочей среды по трубопроводу и снова пускать среду в зависимости от требований технологического процесса, обслуживаемого данным трубопроводом. Кроме того, запорную арматуру применяют:

• для переключения потока или его части из одной ветви системы в другую;
• для дросселирования потока среды, т.е. изменения его расхода, давления и скорости.

Источник: https://proofoil.ru/Oilpipeline/structureofline.html

Состав сооружений магистральных трубопроводов

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 напряженном состоянии под воздействием внутреннего давления перекачиваемого продукта и работает как сосуд высокого давления.

Если по нему перекачивается нефть, газ, бензин и т.п., то это делает его к тому же чрезвычайно энергонасыщенным сооружением.

Состав сооружений и их назначение зависят от вида транспортируемого продукта.

Магистральный газопровод включает следующие группы сооружений (рис.

6): головные, линейные, компрессорные станции (КС), га­зораспределительные станции (ГРС) в конце трубопровода, подземные хранилища газа (ПХГ), объекты связи (высокочастотной и селекторной), системы электрозащиты сооружений трубопровода от коррозии, вспомогательные сооружения, обеспечивающие бесперебойную работу газопровода (линии электропередач, водозаборные устройства и водопроводы, канализация и т.п.), объекты ремонтно-эксплуатационной службы, административные и жилищно-бытовые сооружения.

Рис. 6. Схема магистрального газопровода: 1 — промысел; 2 — газосборный пункт; 3 — головная КС; 4 — отвод и ГРС; 5,6 — переходы через дороги; 7 — промежуточная КС; 8,9 — переходы через реку и овраг; 10 — подземное газохранилище; 11 — станция катодной защиты; 12 — конечная ГРС

Головными называют сооружения, на которых газ готовят к дальнему транспортированию. Комплекс головных сооружений (ГС) зависит от состава и давления газа, добываемого на промысле и поступающего на газосборный пункт.

В комплекс ГС входят: установки по очистке газа от механических примесей, влаги, установки отделения от серы и высокоценных компонентов.

К ГС относят и КС в начальной точке газопровода, на территории которой обычно размещается комплекс перечисленных сооружений.

Линейная часть газопровода представляет собой непрерывную трубу, собранную из отдельных труб между промежуточными КС и пересекающую на всем протяжении от начальной до конечной точек естественные и искусственные препятствия, обходящую населенные пункты и особо сложные для строительства участки. Некоторые из этих препятствий показаны на рис. 6 (поз. 5, 6, 8, 9). Конечно, схема Рис. 6 лишь очень условно отображает реальные условия действительной местности.

Компрессорные станции представляют площадочный комплекс со­оружений, состоящий из определенного числа и типа функциональных блоков, предназначенных для выполнения основных и вспомогательных процессов.

Модель функционирования КС показана на рис. 7.

Основное назначение КС — сжатие газа — реализуется на установках элемента 1 (поршневой компрессор, центробежный нагнетатель) в функциональном блоке Т, включающем компрессорный цех.

Для работы элементов 1 в блоке Т имеются энергетические установки (газовые турбины, электродвигатель, дизель — элемент 2, а кроме того, в нем имеются устройства охлаждения двигателей и смазочного масла — элемент 3, устройства подготовки газа к дальнему транспортированию (очистка, осушка, одоризация) — элемент 4.

Эти устройства управляются с помощью средств автоматики (А1, А2, АЗ, А4), относящихся к функциональному блоку автоматического Управления (АУ).

В состав КС входит также блок ремонта Р со складом материалов, запасных частей.

Для выполнения вспомогательных технологических функций необходимы функциональные блоки ИТ и ИРЖ, включающие элементы энергоснабжения, освещения, вентиляции по­мещений и площадок, водо- и теплоснабжения, пожаротушения, канализации, связи, обеспечения топливом двигателей функциональных блоков Та Ж, обеспечения ГСМ и т.д.). Все функциональные блоки выполняются в виде зданий и сооружений, блоков-боксов.

Основная тенденция компоновки отдельных сооружений КС — создание сборно-блочных, компактных, собираемых в заводских условиях (включая и технологическое оборудование) блочных элементов.

Рисунок 7 — Модель функционирования КС

Для примера на рис. 8 показаны возможные трансформации ком­поновочных решений по КС (основной функциональный блок 7).

Рисунок 8 -. Компоновочные решения компрессорных цехов: а — традиционная схема компрессорного цеха; б — схема без помещения для нагнетателей; в — схема без подвальных помещений; г — схема компактного размещения агрегатов; д — расположение агрегатов в трубе

Общий вид одной из КС показан на рис. 9.

Газораспределительные станции предназначены для снижения давления газа до уровня, необходимого потребителям газа (от 0,3 до МПа).

Кроме того, на ГРС осуществляются дополнительная очистка и осушка газа и, если степень одоризации недостаточна, дополнительное введение одоранта.

Давление газа в магистрали предусматривается в широком диапазоне — от 1,0 до 10 МПа, на выходе — от 3 до 1,2 МПа, иногда (при промышленном потреблении и разводя­щей сети среднего давления) — до 2,5 МПа.

Рисунок 9 — Общий вид КС: 1 — газоперекачивающие агрегаты; 2 — передвижная мастерская; 3 — блок емкости масел; 4 — резервуар для воды; 5 — насосная нулевого подъема; 6 — насосная масел; 7 — операторская; 8 — узел связи; 9 — электрощитовая и аккумуляторная; 10 — объемная трансформаторная подстанция; 11 — ПАЭС-1250; 12 — материальный склад; 13 — ремонтная мастерская; 14 — перекачивающая насосная станция; 15 — блок-бокс редуцирования газа; 16 — установка очистки газа

На ГРС имеются следующие комплексы оборудования:

· узлы очистки поступающего газа от пыли и жидкости, оборудуемые висциновыми фильтрами, масляными пылеуловителями или газо­выми сепараторами;

· узлы редуцирования, где давление газа снижается и автоматически поддерживается на заданном уровне с помощью регуляторов давления (РД) различной мощности; узлы учета количества газа с камерными диафрагмами на выходных газопроводах и расходомерами-дифманометрами;

· узлы переключения с запорными устройствами для направления потоков газа непосредственно в выходные газопроводы по базисным линиям, минуя ГРС в аварийных ситуациях, либо при ремонте установок; на выходных линиях устанавливают пружинные предохранительные клапаны, через которые в случае непредвиденного повышения Давления в системе газ автоматически сбрасывается в атмосферу; установки подогрева газа для предотвращения образования гидратных пробок; обычно для этого используют водогрейные котлы; Установки одорирования газа с одоризационными колонками и емкостями для одоранта;

· внешние входные и выходные трубопроводы — гребенка с большим числом запорной арматуры;

· устройства КИП и автоматики;

· электрооборудование и регулирующие устройства электрохимической защиты линейной части газопровода.

Все ГРС оборудуют автоматически действующими регулирующими клапанами в комплексе с РД или пневмореле, расходомерами и другими установками.

Подземные хранилища газа обеспечивают регулирование сезонной неравномерности потребления газа. Сооружаются газохранилища в выработанных нефтяных и газовых месторождениях, а также в благоприятных геологических структурах (водоносные пористые пласты). Для хранения жидких газов хранилища сооружают и в отложениях каменной соли. На рис. 10 изображена схема ПХГ в водоносном пласте.

Магистральные нефтепровод и нефтепродуктопровод включают следующие группы сооружений (рис. 11).

Рисунок 10 — Схема подземного газохранилища: 1 — КС; 2 — установка по подготовке газа; 3 — эксплуатационная скважина; 4 — наблюдательная скважина; 5 — горные породы; 6 — верхний водоупор; 7 — пласт коллектор, заполненный газом; 8 — часть пласта, заполненная водой; 9 — нижний водоупор

Головные сооружения, состоящие из головной насосной станции (ГНС) и подводящих трубопроводов, по ним нефть или нефтепродукты поступают в резервуары ГНС.

На ГНС размещаются резервуарный парк, основная и подпорная насосные станции (НС), внутриплощадочные трубопроводы, установ- счетчиков, площадка запуска скребкового очистителя (на нефтепро дуктопроводах — шаровых разделителей), помещение фильтров тонкой очистки, системы общего и оборотного водоснабжения, канализации, электроснабжения, здания административно-бытового и эксплуатационно-хозяйственного назначений, включая лабораторию, ремонтно-механическую мастерскую, склад ГСМ. Резервуарный парк предназначается для приемки и сдачи нефти и нефтепродуктов, разделения нефтепродуктов по сортам, а также для их приемки в случае аварийной остановки трубопровода.

Рисунок 11 — Схема магистрального нефтепровода: 1 — промысел; 2 — нефтесборный пункт; 3 — подводящие трубопроводы; 4 — головные сооружения; 5 — колодец пуска скребка; 6 — линейный колодец; 7 — переход под железной дорогой; 8 — переход через реку; 9 — переход через овраг; 10 — конечный распределительный пункт

В целом функционирование НС осуществляется по такому же принципу, как показано на рис. 7, с некоторым изменением назначения отдельных элементов.

Линейная часть состоит: из собственно трубопровода с ответвлениями и лупингами (лупинг — трубопровод, идущий на некотором участке параллельно основному), запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды; установок электрохимической защиты; линий технологической связи (кабельные воздушные и радиорелейные); сооружений линейной службы эксплуатации; постоянных вдольтрассовых дорог и подъездов к ним; вдольтрассовых линий электропередач и других объектов. Назначение линейных сооружений — обеспечение заданных режимов перекачки нефти или нефтепродукта.

Промежуточные насосные станции (ПНС) принимают и направляют нефть и нефтепродукты далее по трубопроводу до следующей станции, к конечным и промежуточным распределительным пунктам.

Если на ГНС устанавливают резервуары общим объемом до 1-2 млн м3, то на ПНС сооружают два-четыре резервуара объемом 1000-5000 м3, имеющие чисто технологическое назначение.

Резервуары играют важную роль в обеспечении нормальной работы ПНС. Они необходимы для накопления некоторого запаса нефти или нефтепродуктов.

Запасы предназначены для обеспечения безостановочной перекачки нефти в случаях неожиданной остановки работы трубопровода на предыдущем перегоне (участке).

Насосная станция может работать на запасе нефти, содержащейся в резервуарном парке. Кроме того, наличие резервуаров позволяет вести точный учет перекачиваемой нефти.

На рис. 12 показана схема стального вертикального цилиндрического резервуара. Объем таких резервуаров составляет от 1000 до 2000 м3 и более.

Источник: https://megaobuchalka.ru/5/6636.html

ПОИСК

    Линейная часть магистральных трубопроводов [c.

36]

    Рассматриваемые пункты перевалки в основном совмещены на одних площадках с перекачивающими станциями магистральных трубопроводов под общим названием — наливные перекачивающие станции (НПС) а учет эксплуатационных расходов производится в целом, т. е. с включением затрат по содержанию и эксплуатации закрепленных за станцией участков линейной части магистральных трубопроводов. [c.70]

    Расчетная модель системы и процесса. Модель в общем виде состоит из источника диоксида углерода, линейно части (магистрального) трубопровода, линейных компрессорных станций, промысловой станции за/качки (рис. 5.48). [c.253]

    Расчетная модель системы и процесса. Система в общем виде состоит из источника, линейной части магистрального трубопровода, линейных насосных станций, промысловой станции закачки (рис. 5.62).

В отличие от модели для газообразного СОг в данном случае источник входит в состав модели в качестве учитываемого элемента, так как во многих случаях диоксид углерода, отделяемый от основного производства, находится в газообразном состоянии, и перед трубопроводом устанавливается блок сжижения (ХБ) и насосный блок (ГНС). Блок сжижения, как правило, предусматривает предварительное компримирование СОг. В данной методике этот вопрос не детализируется, а мощность ХБ оценивается укрупненно по удельным затратам мощности на производство холода на различных температурных уровнях. [c.277]

    Только владение полной и достоверной информацией о технологическом объекте даст возможность эффективно и безопасно эксплуатировать магистральные трубопроводные системы.

Потребность стандартизации, унификации и объединения разноплановой информации поставила задачу создания Единой геоинформационной системы паспортизации линейной части магистральных трубопроводов, которая включает  [c.61]

    Взаимодействие линейной части магистрального трубопровода и компрессорной станции осуществляется через узел подключения КС, обеспечивающий следующие режимы работы газопровода  [c.12]

    Создан ряд снарядов-профилемеров, предназначенных для выявления и регистрации нарушений исходной геометрии линейной части магистральных трубопроводов. Все приборы позволяют проводить контроль участка трубопровода до 250 км без прекраш,ения транспортировки продукта. [c.592]

    Удельный вес линейной части магистральных трубопроводов составляет 70—75% от всех капитальных затрат на их строительство. [c.191]

    Запорная арматура на линейной части магистральных трубопроводов, как правило, находится в открытом положении, при этом через нее идет поток транспортируемого продукта. Закрывается такая арматура чрезвычайно редко, в том случае, когда надо отсечь тот или иной участок магистрали, например, для проведения ремонтных работ, при аварии (разрыве трубы) и т. д. [c.192]

    Как показали проведенные исследовательские работы, возрастание местных изгибных напряжений в зоне сварного соединения практически не приводят к снижению несущей способности сварного соединения ввиду их локального характера, но ведут к значительному снижению ресурса трубопроводов, подверженных циклическому нагружению. Как показали оценочные расчеты, при значительном смещении кромок (более 50 %) и вьюоких нагрузках в трубопроводах, когда напряжения в трубопроводе близки к предельно допустимым по СН и П 2.05.06-85, снижение ресурса сварного шва достигает нескольких порядков и может снижаться с нескольких десятков тысяч до нескольких сот циклов. Эта величина практически всегда достаточна для линейной части магистральных трубопроводов, но при этом может оказаться критичной для трубопроводов КС, где количество циклов сброса — подъема давления [c.166]

    ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОЧНОСТИ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ, ПРОЛОЖЕННЫХ В СЛОЖНЫХ ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ [c.81]

    Основные задачи дистанционной диагностики линейной части магистральных трубопроводов [c.148]

    Одним из главных вопросов газовой и нефтяной промышленности является обеспечение эксплуатационной надежности трубопроводных систем. Проблема надежности носит комплексный многоплановый характер, особенно при решении вопросов, связанных с восстановлением работоспособности линейной части магистральных трубопроводов в сжатые сроки. [c.103]

    Установки катодной защиты и линейную часть магистрального трубопровода проектируют одновременно. [c.161]

    На линейной части магистральных трубопроводов выполняют следующие работы подготовительные, транспортные, сварочно-монтажные, земляные, изоляционные и укладочные, очистку полости трубопроводов и их испытание. [c.125]

    Рассмотрим кратко технологию и организацию выполнения работ по сооружению линейной части магистрального трубопровода. [c.134]

    Согласно разработанным алгоритмам [1, 3, 6], задача анализа НДС сложной трубопроводной системы решается поэтапно, с соответствующим применением более сложных математических моделей на последующем этапе и учетом результатов расчетов, полученных на предыдущих этапах. Далее, возможности технологии будут рассмотрены на примере анализа подземных участков линейных частей магистральных трубопроводов и технологических трубопроводов обвязок КС. [c.310]

    Источник информации. Сб. Восьмая Международная деловая встреча «Диагностика-98». Т. 2. Диагностика линейной части магистральных трубопроводов. Сочи. 1998. — М. ИРЦ Газпром. [c.97]

    Одной из причин аварий на линейной части магистральных трубопроводов является износ стенок, коррозия труб и арматуры, изменение физико-химических свойств прокладочного материала, появление дополнительных напряжений в сварных стыках из-за просадок или смещений грунта и т. д. Как правило, повреждения от износа проявляются при повыщении давления на конечном участке трубопровода, при плановом или аварийном отключении промежуточных станций или неправильных переключениях на конечных участках. Для выявления слабых мест на трубопроводе применяют метод плановых испытаиий — периодическую (один раз в 2 года) опрессовку действующих магистральных трубопроводов перекачиваемыми продуктами. Испытание производят при давлении, максимально допустимом для данного участка трубопровода. [c.111]

    В настоящее время, когда все больше внимания уделяется диагностированию технического состояния, а также ремонту (текущему шш капитальному) линейной части магистральных трубопроводов вообще, и нефтепроводов в частности, становится актуальной проблема как самого принятия решения о необходимости ремонта, а может быть, и замены трубы, так и путей его реализащш. Объектами решений становятся практически все трубопроводы, но повышенного внимания требуют к себе прежде всего трубопроводы, прослужившие 20-30, а иногда и более лет. К настоящему времени за пределами нормативного срока службы (33 года) работает около 2500 км магистральных трубопроводов, со сроком службы около 30 лет — 5000 км, со сроком службы около 25 лет — 4500 км, 20 лет -7000 км, т.е. заметная доля всех магистральных нефтепроводов, вероятно, близка (с позиций теории надежности) к предельному состоянию, когда применение системы по назначению неоправданно. [c.140]

    К достоинствам трубопроводного транспорта необходимо отнести и довольно короткие сроки их сооружения и ввода в эксплуатацию, особенно проявляющиеся в последние годы в связи со значительным техническим прогрессом, достигнутым в строительстве трубопроводов — внедрением высокопроизводительных землеройных, очистных, изоляционных и сварочных машин, новых трубоукладчиков, применением крупносборных элементов при сооружении перекачивающих станций, улучшением организации работ и т. д. Уровень механизации основных работ при строительстве наиболее трудоемкой линейной части магистральных трубопроводов составляет земляных работ — 99,8%, очистных—99,5%, изоляционных 99,5% [14]. [c.138]

    Расчетные схемы линейной части трубопроводов. Линейная часть магистральных трубопроводов может состоять из прямолинейного участка, упругоискривленного, криволинейного из гнутых труб, а также из криволинейных участков, образовавшихся в процессе эксплуатации от действия температуры, давления и грунтовых процессов. [c.243]

    Иванов СМ.,Корбачков Л А. Анализ результатов электрометрии и внутритрубной дефектоскопии подземных трубопроводов 8-я междунар. деловая встреча Диагностика-98 . — Сочи, апрель 1998 г. — М., 1998. — Т. 2 Диагностика линейной части магистральных трубопроводов. — С. 211-220. [c.234]

    Подводнью переходы — это особые участки линейной части магистральных трубопроводов, являющиеся участниками активных гидрологических процессов во взаимодействии с водными преградами. [c.283]

    К линейным объектам относят линейную часть (нитку) магистральных трубопроводов, линии технологической связи, линии электроснабжения, дороги различного назначения.

К наземным (площадочным) объектам относят насосные и компрессорные станции на магистральных трубопроводах, нефтяных и газовых промыслах, установки комплексной подготовки нефти и газа, объекты ГПЗ, нефтебаз, газохранилищ.

Линейные и наземные (площадочные) объекты имеют свои характерные особенности технологии и организации строительно-монтажных работ. Так, например, такой линейный объект, как магистральный трубопровод, имеет протяженность до 4000—4500 км и практически неограниченный фронт для производства строительно-монтажных работ.

По мере выполнения работ эти передвижные механизированные строительные подразделения пе ремещаются вдоль трассы строящегося трубопровода.

При сооружении магистрального трубопровода большой протяженности строительно-монтажные работы последовательно выполняют в различных природно-климатических зонах с различными видами грунтов, с пересечением большого числа различных естественнь1х и искусственных препятствий (реки, водохранилища, каналы, железные и автомобильные дороги и др.

), с горными участками и заболоченными местностями. Понятно, что степень трудоемкости технологических процессов строительства на указанных участках резко различается. Поэтому технология и организация строительства линейной части магистральных трубопроводов на различных участках различные. На наземных (площадочных) объектах нефтяной и газовой промышленности фронт ведения строительно-мон тажных работ по сравнению с линейными объектами значительно ограничен, так как площадь, занимаемая такими объектами, измеряется несколькими гектарами и только для таких крупных наземных объектов, как газоперерабатывающие заводы, — десятками гектар. [c.124]

    Рассмотрим, какие виды подготовительных работ выполняют при сооружении линейной части магистральных трубопроводов.

Прежде всего строительная организация принимает от заказчика — организации по эксплуатации будущего магистрального трубопровода — геодезическую разбивку трассы и лолосу территории, отведенной во временное пользование для проведения строительно-монтажных работ.

Обычно в соответствии с проектом ось будущего трубопровода (трас су) закрепляют на местности с помощью закрепительных знаков-ре [c.126]

    Строительство линейной части магистральных трубопроводов осуществляют линейные объектные строительные потоки (ЛОСП).

Каждый ЛОСП состоит из ряда специализированных потоков (для выполнения сварочно-монтажных работ, земляных работ по разработке и обратной засыпке траншей, изоляционно-укладочных работ и т.д.). Необходимое (оптимальное) число ЛОСП устанавливают заранее в проекте организации строительства.

    Завершающим видом работ на линейной части магистрального трубопровода является сварка так называемых захлестов. На границах каждого участка уложенного в траншею и испытанного трубопровода оставляют не засыпанными грунтом концевые трубы на длине примерно 3—4 м.

Причем на границах соседних участков их концы перекрывают друг друга на расстоянии 1-2 м. Вот это перекрытие, сделанное во избежание вварки коротких вставок труб-катушек при отсутствии перекрытия, и называют захлестами.

При сварке захлестов один из концов стыкуемых участков трубопровода обрезают кислородной резкой на длине, обеспечивающей стыковку концов участков трубопровода.

    С учетом опыта предприятий, входящих в состав компании, ИАК Нафтогаз Украины приступила к созданию Единой системы паспортизации линейной части магистральных трубопроводов.

Данная система базируется на разработках фирмы РШпе и доработана применительно к условиям работы украинских предприятий совместно с фирмой ТИН.

Аналогичная система успешно эксплуатируется на протяжении семи лет в венгерской трубопроводной компании ШЛ. [c.61]

    Основные технико-экономические показатели.

Преимущества способа нет необходимости отрывать траншею в водонасыщенном торфяном грунте и погружать трубопровод в воду не требуется балластировать трубу железобетонными утяжелителями или [c.116]

    Хренов H.H., Матросов В.И., Шевлюк В.В. и др. Диагносгаровакие линейной части магистральных трубопроводов в стожных физико-географических условиях// Обз. информ. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. М. ВНИИЭгазпром, 1990. 77с. [c.183]

Источник: https://www.chem21.info/info/1622149/

Основное и вспомогательное оборудование КС

Основное технологическое оборудование компрессорной станции — газоперекачивающие агрегаты, обеспечивающие необходимый режим транспортировки газа по магистральному газопроводу.

Вспомогательное оборудование компрессорной станции можно разделить на две группы: обеспечивающее нормальную работу ГПА и объектов обслуживания

 К вспомогательному оборудованию первой группы относят:

 установки по очистке газа от пыли и капельной влаги.

оборудование для охлаждения газа после его выхода из нагнетателей

оборудование систем смазки, уплотнения для центробежных нагнетателей,

регулирования и защиты ГПА.

оборудование системы охлаждения масла.

оборудование системы подготовки топливного, пускового и импульсного газа.

К вспомогательному оборудованию КС второй группы относят:

оборудование систем водоснабжения, канализации, связи, телемеханики и электроснабжения.

Оформление линейной части.

Линейная часть газопроводов должна быть обозначена столбиками высотой 1,5-2 м с опознавательными знаками на прямых участках в пределах видимости, но не реже,чем через 1000 м, а также на углах поворота газопроводов, с указанными на них километражем, фактической глубиной заложения, наименованием газопровода и номера телефона эксплуатирующей организации. На землях сельскохозяйственного пользования столбики устанавливаются только на границах полей, лесопосадок.Если вдоль газопровода проходят воздушные линии связи, то для обозначения трассы газопровода можно использовать опоры связи с указанием на них километража,глубины заложения,расстояния от опоры до оси газопровода.

Для закрепления трассы газопровода на местности вместо железобетонных столбиков можно использовать контрольно-измерительные колонки катодной защиты.  В этом случае КИК окрашиваются как километровые столбики.  Километровые столбики должны быть окрашены в ярко-оранжевый или ярко-желтый цвет.

В местах пересечения газопроводов с железными и автомобильными дорогами всех категорий устанавливаются знаки «Осторожно газопровод» и «Остановка запрещена».

  На многониточных переходах должна быть обозначена каждая нитка.

Знаки,  установленные на пересечениях с автомобильными, железными и водными путями,  должны быть согласованы с их владельцами, и на основании этого подписываются двухсторонние акты.

Дорожные знаки, запрещающие остановку транспорта, устанавливает владелец дороги по требованию организации,  эксплуатирующей газопровод, и по согласованию с Госавтоинспекцией.

Места пересечения газопроводов с другими надземными и подземными коммуникациями обозначаются знаками «Газопровод высокого давления».  Совладельцами коммуникаций разрабатываются и согласовываются мероприятия по взаимодействию в случаях аварийных ситуаций.

Подводные переходы газопроводов через судоходные реки должны быть обозначены знаками в соответствии с требованиями Устава внутреннего водного транспорта.

Знаки должны обеспечивать:

визуальное обнаружение газопровода при патрулировании любым способом.

определение местоположения газопровода при ведении работ в охранной зоне газопровода.

Каждый столбик оборудуется двумя плакатами%

Первый — с информацией об охранной зоне, месте залегания и принадлежности газопровода устанавливается вертикально.

второй – с указанием (в км.) по трассе газопровода (для визуального поиска необходимых участков с воздуха) – устанавливается с небольшим наклоном к горизонтали (не более 300)

Газопроводы, пересекающие водные преграды шириной более 50 м, оборудуются реперами, При ширине реки от 50 до 100 м допускается установка одного постоянного репера. При ширине реки свыше 100 м устанавливаются два и более репера.

Классификация и категории Магистральных газопроводов.

Магистральные газопроводы, в зависимости от рабочего давления, делятся на два класса. Кпервому классу относятся газопроводы с рабочим давлением от 2,5 до 10 Мпа, а ко второму от 1,2 до2,5 Мпа.

Аварийный запас.

Аварийный запас труб, трубопроводной арматуры, оборудования, ГСМ и других материалов предназначен и должен использоваться для ликвидации аварий.

Аварийный запас может  по распоряжению руководства предприятия использоваться при переиспытаниях газопроводов, для ликвидации отказов и для текущего ремонта.

По мере использования аварийный запас должен восполняться.

Марка и толщины стенок труб аварийного запаса должны соответствовать аналогичным параметрам эксплуатируемых труб.

Пункты хранения аварийного запаса труб располагаются вдоль трассы газопровода, на площадках КС, в местах расположения узловых пунктов ЛЭС, в районе расположения крановых узлов, в местах, удобных для подъезда, свободной погрузки и разгрузки. Земельный участок под АЗТ отводится в установленном порядке.

Периодически, но не реже, чем два раза в год подразделения должны проводить осмотр аварийного запаса труб.

Аварийный запас труб должен быть уложен на стеллажах под наклоном 1-2 градуса по вертикали для предотвращения скапливания воды внутри труб АЗТ.

Если газопровод двухниточного исполнения, то общая длина аварийного запаса в метрах 0,15 % от общей длины газопровода.

Если газопровод трех и более ниток то общая длина аварийного запаса в метрах 0,1% от общей длины газопровода.

Требования к охранной зоне и зоне минимальных расстояний.

Земельные участки для линейной части магистральных газопроводов предоставляются во временное или постоянное пользование в соответствии с основами Земельного законодательства.

По окончании плановых или аварийно-восстановительных работ эксплуатирующее предприятие возмещает убытки землепользователям и приводят земельные угодья в состояние, пригодное для дальнейшего использования.

Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения магистральных газопроводов и их объектов устанавливается охранная зона составляет 25 м от оси крайнего газопровода в обе стороны как на землях сельскохозяйственного пользования. так и на землях гослесфонда.

После приемки газопровода в эксплуатацию организация, эксплуатирующая газопровод, должна в месячный срок проконтролировать нанесение на карты землепользователя границы охранной зоны и фактического положения газопровода с обязательным составлением двухстороннего акта.

При совпадении (пересечении) охранной зоны газопроводов с полосой отвода железных или автомобильных дорог, охранными зонами ЛЭП и другими объектами проведение работ, связанное с их эксплуатацией на совпадающих участках осуществляется заинтересованными сторонами по согласованию между ними, с обязательным составлением соответствующего протокола о взаимодействии в случаях аварийных ситуаций.

Трассу магистрального газопровода в пределах 3 м от оси крайнего газопровода в каждую сторону и между нитками необходимо периодически расчищать от кустарников, древесной растительности и содержать в безопасном противопожарном состоянии. В случае, если газопровод проложен однониточным коридором, то ширина расчистки от оси составляет 6 м.

Эксплуатирующая организация должна периодически (два раза в год) оповещать предприятия, население находящиеся в районах прохождения газопроводов о необходимости выполнения требований правил охраны магистральных газопроводов.

Элементы застройки, водоемы	Расстояния, в м, для трубороводов I и II классов с диаметром труб,в мм
I класс	IIкласс
до 300	300-600	600-800	800-1000	1000-1200	более1200	до 300	свыше300
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Города и другие населенные пункты,коллективные сады и дачные поселки,тепличные комбинаты,отдельные общественные здания с массовым скоплением людей.	100	150	200	250	300	350	75	125
Отдельные малоэтажные здания,сельскохозяйственные ноля и пасбища, полевые станы.	75	125	150	200	250	300	75	100
Магистральные оросительные каналы,реки и водоемы,водозаборные сооружения.	25	25	25	25	25	25	25	25

Минимальные расстояния от компрессорных станций.

Элементы застройки,водоемы	Расстояния,в м,для трубопроводов I и II классов с диаметром труб,в мм
I класс	II класс
до 300	300-600	600-800	800-1000	1000-1200	более 1200	до 300	свыше300
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Города и поселки	500	500	700	700	700	700	500	500
Водопроводные сооружения	250	300	350	400	450	500	250	300
Малоэтажные жилые здания	100	150	200	250	300	350	75	150

Минимальные расстояния от объектов ПХГ до зданий и сооружений

Здания и сооружения	Расстояние, м
от производственных зданий и сооружений ПХГ категорий А,Б,Е.	от устья одной скважины или куста скважин
До зданий сооружений промысла	—	60
До жилых зданий	200	300
До общественных зданий	200	500
До границ смежных предприятий	100	—
До зданий и сооружений промышленных и сельскохозяйственных предприятий.	—	1000
До здания пожарного депо.	80	—

Источник: https://infoks.ru/index.php/produkty/tekhnicheskaya-ucheba-material/18-osnovnoe-i-vspomogatelnoe-oborudovanie-ks-oformlenie-linejnoj-chasti-klassifikatsiya-i-kategorii-magistralnykh-gazoprovodov-avarijnyj-zapas