Классификация магистральных нефтепроводов

МТ в зависимости от диаметра трубопровода подразделяются на классы.

Магистральные нефтепроводы подразделяются на следующие классы:

I – при номинальном диаметре свыше DN 1000 до DN 1200 включительно;

II – при номинальном диаметре свыше DN 500 до DN 1000 включительно;

III – при номинальном диаметре свыше DN 300 до DN 500 включительно;

IV – при номинальном диаметре DN 300 и менее.

Магистральные нефтепродуктопроводы подразделяются на следующие классы:

II – при номинальном диаметре свыше DN 500 до DN 700 включительно;

III – при номинальном диаметре свыше DN 300 до DN 500 включительно;

IV – при номинальном диаметре DN 300 и менее.

МТ и их участки подразделяются на пять категорий, в зависимости от условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность.

При расчете определяют толщины стенки, выбирают испытательное давление, доли монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами и т.д. Поэтому толщина стенки трубопровода на разных участках неодинакова.

Категория того или иного участка магистрального нефтепровода устанавливается в зависимости от следующих факторов:

­ диаметра трубопровода;

­ конструктивной схемы его прокладки;

­ конкретных условий строительства и эксплуатации нефтепровода;

­ возможных последствий в случае разрушения нефтепровода;

­ трудоемкости и продолжительности ликвидации аварии и ее последствий.

Обычно трубопроводы номинальным диаметром менее DN 700 относят к категории IV, а номинальным диаметром DN 700 и более – к категории III. Однако отдельные участки МТ, проложенные в особых условиях, могут иметь и более высокую категорию (I, II, В). Так, переходы МТ через водные преграды имеют категории В и I, переходы через болота различных типов – категорию В, II или III, переходы через автомобильные и железные дороги – категорию I, II или III и т.д.

Трассы магистральных нефтепроводов могут включать различное число участков разных категорий и, поэтому, определяя сложность трассы в целом, их подразделяют на три типа: трассы особой сложности, трассы повышенной сложности и трассы нормальной сложности.

Таблица 10 – Категорийность линейной части МТ

В состав МТ входят: линейные сооружения, головные и промежуточные НПС, конечные пункты.

Линейная часть магистрального нефтепровода:комплекс объектов магистрального трубопровода, включающий в себя трубопроводы, в том числе переходы через естественные и искусственные препятствия, запорную и иную арматуру, установки электрохимической защиты от коррозии, вдольтрассовые линии электропередач, сооружения технологической связи, иные устройства и сооружения, обеспечивающие его безопасную и

надежную эксплуатацию, и предназначенный для перекачки нефти/нефтепродуктов между площадочными объектами магистрального трубопровода.

Линейные сооружения включают: трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов; противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода; емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, 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 трубопровода; пункты подогрева нефти указатели и предупредительные знаки.

За начальный пункт линейной части магистрального нефтепровода принимается выходная задвижка головной НПС, за конечный – входная задвижка потребителя нефти.

Нормальная эксплуатация нефтепровода невозможна без трубопроводной арматуры (запорная арматура), которая является неотъемлемой его частью.

Запорная арматура (трубопроводная арматура) линейной части магистрального нефтепровода устанавливается через каждые 10 – 30 км в зависимости от рельефа местности и предназначена, в основном, для отсечения участка нефтепровода при аварии или проведении плановых ремонтных работ. ОСТ «АК «Транснефть»« оснащает линейную часть нефтепроводов, в основном, шиберными и клиновыми задвижками отечественного и импортного производства. Задвижки диаметром 400 мм и более должны устанавливаться на фундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание.

Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать: на обоих берегах водных преград, на обоих берегах непроходимых болот 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 промышленных предприятий – на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности.

В повышенных местах трассы на нефтепроводах устанавливают вантузы, представляющие собой патрубки с запорными устройствами. Вантузы предназначены для периодического выпуска газа или паровоздушной смеси, скапливающихся в повышенных местах (особенно при остановке перекачки). Вантузы также используются при опорожнении аварийных или дефектных участков для впуска в трубопровод воздуха и тем самым улучшают условия всасывания насосов.

Переходы МТ через водные преграды и малые водотоки подразделяются по способу прокладки на следующие:

­ подводные;

­ надземные (воздушные).

К переходам МТ через водные преграды относится линейная часть нефтепровода (нефтепродуктопровода) с сооружениями, проходящая через водные преграды шириной по зеркалу воды в межень 10 м и более и глубиной 1,5 м и более или шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более независимо от глубины.

К переходам МТ через малый водоток относится линейная часть нефтепровода (нефтепродуктопровода) проходящая через водоток или водоём шириной по зеркалу воды в межень менее 25 м и глубиной менее 1,5 м, или шириной по зеркалу воды в межень менее 10 м независимо от глубины.

В состав перехода МТ через водную преграду и малый водоток входит участок линейной части магистрального нефтепровода, пересекающий водную преграду (малый водоток и установленные на данном участке оборудование и сооружения:

­ запорная арматура, включая системы автоматики, контроля и ИТСО, включая обвалование и сопутствующее оборудование;

­ вантуза, колодцы КИП;

­ КПП СОД, установленные на основных и резервных нитках перехода МТ через водную преграду, включая обвалование и сопутствующее оборудование;

­ перемычки между основной и резервной нитками переходов МТ через водную преграду с установленным на них оборудованием;

­ берегоукрепительные сооружения;

­ системы электроснабжения, освещения, молниезащиты и ЭХЗ;

­ оборудование СОУ;

­ долговременные репера;

­ указатель маркерного пункта для проведения ВТД;

­ предупреждающие знаки обозначения охранной зоны перехода, опознавательно- предупреждающие знаки на пойменных участках перехода, знаки установки маркерных пунктов, знаки долговременных реперов;

­ дополнительно для переходов, построенных методами микротоннелирования, тоннелирования с использованием щитовой проходки, «труба в трубе», система контроля состава и давления газопаровоздушной среды в межтрубном пространстве;

­ дополнительно для воздушных переходов через водные преграды – опорные сооружения, вантовые троса, гасители скорости потока, ограждения выхода трубопровода из грунта;

­ дополнительно для переходов через судоходные реки и реки с шириной русла более 500 м – пункт наблюдения;

­ вертолетная площадка;

­ защитные сооружения от аварийного разлива нефти и нефтепродукта;

­ подъездная дорога.

Границами подводного перехода МТ через водную преграду, определяющими длину перехода, являются:

­ для однониточного перехода и основной нитки многониточного перехода – участок (А), ограниченный запорной арматурой, установленной на пойменных участках (рисунок 12);

­

А – длина перехода

Рисунок 12 – Границы однониточного перехода и основной нитки многониточного перехода

- для однониточного перехода, не имеющего запорной арматуры, установленной на пойменных участках – участок (B), ограниченный уровнем высоких вод, не ниже отметок 10 % обеспеченности (рисунок 13), для горных рек – участок, ограниченный уровнем высоких вод, не ниже отметок 2 % обеспеченности;

В – длина перехода

Рисунок 13 – Границы однониточного перехода, не имеющего запорной арматуры

- для резервной нитки многониточного перехода, не оборудованного КПП СОД – участок (С), ограниченный запорной арматурой, установленной на этой нитке (рисунок 14);

С – длина перехода

Рисунок 14 – Границы резервной нитки перехода без КПП СОД

- для резервной нитки многониточного перехода, оборудованного КПП СОД – участок (D), ограниченный затворами камеры пуска и камеры приема СОД, установленных на этой нитке. По перемычкам (технологическим трубопроводам) – участок, ограниченный секущими задвижками (рисунок 15);

D – длина перехода

Рисунок 15 – Границы резервной нитки перехода с КПП СОД

Резервная нитка конструктивно представляет собой участок трубопровода, подключенный к основному и идущий параллельно ему (рисунок 15). Резервные нитки предназначены для повышения надежности работы нефтепровода на участках высшей категории сложности.

На обоих концах основной и резервной ниток устанавливаются задвижки для отключения резервной или основной нитки от магистрали в случае аварии на ней.

На подводных переходах МТ резервные нитки должны находиться в закрытом состоянии. Их работа одновременно с основной допускается только в исключительных случаях.

Лупингконструктивно представляет собой то же самое, что и резервная нитка, но служит для уменьшения гидравлического сопротивления на определенном участке МТ с целью увеличения расстояния между насосными станциями или с целью увеличения производительности трубопровода.

Для очистки внутренней полости резервных ниток и лупингов от загрязнений и для проведения внутритрубной диагностики они должны быть оборудованы камерами пуска и камерами приема очистных и диагностирующих устройств.

Под вставкой понимается трубопровод большего диаметра, проложенный на отдельном участке МТ с основным трубопроводом. Назначение вставки такое же, что и лупинга, т.е. для уменьшения гидравлического сопротивления.

Узлы подключения станции (УПС) обеспечивают подключение станции к линейной части МТ. В случае аварии на НПС происходит её отключение от линейной части. УПС может выполняться в четырех вариантах:

­ с камерой пуска внутритрубных снарядов;

­ с камерами приема и пуска внутритрубных снарядов;

­ узел, обеспечивающий пропуск внутритрубных снарядов;

­ с камерой приема внутритрубных устройств.

В некоторых документах внутритрубные устройства называют средствами очистки и диагностирования (СОД). По назначению, внутритрубные устройства подразделяются на очистные и диагностические.

Очистные устройства предназначены для удаления парафинистых отложений на стенках трубопровода образующихся во время перекачки нефти, а также удаления механических примесей, воды, газа которые образуются при работе трубопровода при малой производительности (из-за низкой скорости движения нефти).

Диагностические устройства предназначены для контроля состояния трубопровода.

Переходы через болота. При строительстве трубопроводов на болотах применяют все существующие в настоящее время конструктивные схемы прокладки трубопроводов: подземная, наземная и надземная. При укладке трубопроводов малого и среднего диаметров в слабом слое торфа, толщина которого превышает необходимую глубину заложения труб, через некоторое время после укладки нефтепровод может опуститься, т.к. он обладает отрицательной плавучестью. При этом на участках с более плотными грунтами он задержится, а на слабых участках опустится. В результате продольная ось нефтепровода окажется искривленной настолько, что напряжения в трубах приведут к их разрушению. Чтобы обеспечить прочность трубопровода в этом случае необходимо принять меры по стабилизации глубины его заложения. С этой целью, на слабых просадочных участках имеет смысл установить поплавки, к которым прикрепляют трубопровод. Число поплавков и расстояние между ними можно определить расчетным путем.

Нефтепроводы большого диаметра, даже заполненные нефтью, обладают, как правило, положительной плавучестью. Эти участки нефтепроводов большого диаметра, прокладываемые через болота, должны быть рассчитаны против всплытия (на устойчивость положения). Устойчивость трубопровода на болоте определяется из условия действия на него нагрузки от собственного веса и выталкивающей силы Архимеда.

Переходы через железные и автомобильные дороги.Основной отличительной деталью перехода под железными/автомобильными дорогами является защитный кожух (футляр), внутри которого прокладывается рабочий трубопровод. Диаметр защитного кожуха принимается на 200 мм больше диаметра рабочего трубопровода.

Кольцевое пространство между рабочим трубопроводом и защитным кожухом закрывается герметичным сальниковым устройством, предотвращающим попадание в него грунтовой воды и грунта. Сальниковое устройство, как правило, выполняется из двух круглых деревянных щитов, установленных в кольцевом пространстве. Кольцевое пространство в каждом конце защитного кожуха, ограниченное щитами по длине 200 – 500 мм, плотно набивается мягкой жирной глиной или промасленным пеньковым канатом. Кожух укладывается с уклоном 0,002 в одну из сторон и на более низкой стороне устраивается колодец для сбора перекачиваемой нефти в случае разрыва рабочего трубопровода. Из колодца предусматривается аварийный сток нефти через отводную трубу в специальный котлован.

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

a. при прокладке трубопровода через железные дороги;

− от осей крайних путей -50 м, но не менее 5 м от подошвы откоса насыпи и 3 м от бровки откоса выемки;

− от крайнего водоотводного сооружения земляного полотна (кювета, нагорной канавы, резерва) -3 м;

b. при прокладке трубопровода через автомобильные дороги - от бровки земляного полотна - 25 м, но не менее 2 м от подошвы насыпи.

Концы футляров, устанавливаемых на участках переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через автомобильные дороги III, III-п, IV-п, IV и V категорий, должны выводиться на 5 м от бровки земляного полотна.

Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под железными дорогами общей сети, выполняют на расстоянии не менее 2 м от подошвы рельса до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме указанного, – не менее 1,5 м от дна кювета, лотка или дренажа.

Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами всех категорий, выполняется на расстоянии не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме указанного, – не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.

При прокладке трубопровода без защитных футляров вышеуказанные глубины выполняют до верхней образующей трубопровода.

Вспомогательныеобъекты линейной части предназначены для обеспечения ее безопасной эксплуатации и увеличения срока службы. К ним относятся: станции катодной защиты, установки протекторной защиты, установки электродренажной защиты и т.д.

Вдольтрассовая линия электропередач и электроустановки для обеспечения электроэнергией электроприводных задвижек и установок электрохимической защиты трубопровода от коррозии, линейной телемеханики, освещения и др.

Линии и сооружения технологической связи, в основном диспетчерского назначения, предназначенные для оперативного контроля за процессом перекачки нефти по МТ.

Средства и оборудование автоматики и телемеханики – датчики отбора давления, манометрические узлы, сигнализаторы прохождения очистных устройств, стационарные маркерные пункты для выполнения работ по внутритрубной диагностике, системы обнаружения утечек

Станции катодной защиты (СКЗ)располагаются вдоль трассы трубопровода в соответствии с расчетом. СКЗ предназначены для ЭХЗ трубопроводов от почвенной коррозии. Принцип их действия заключается в том, что на трубу искусственно подается отрицательный (катодный) потенциал, чтобы анодный процесс (процесс разрушения металла) происходил на дополнительном искусственном электроде-заземлителе. В зависимости от электрохимической активности грунтов СКЗ устанавливают на расстоянии 7 – 10 км друг от друга. В состав СКЗ входят трансформаторный пункт, сетевая катодная станция и анодное заземление.

Протекторная защитаприменяется в местах, где отсутствуют источники электроснабжения. Дренажные установки размещаются в местах воздействия на трубопровод блуждающих токов (линии электрифицированного транспорта, линии электропередач и др.).

Вдольтрассовые технологические проезды и дороги используются для строительства и эксплуатации трубопровода. Минимальные расстояния от оси трубопроводов до вдольтрассовой дороги должны составлять не менее 10 м.

Сооружения для обслуживания линейной части: дома линейных обходчиков, блок-посты. Эти сооружения предназначены для обеспечения постоянного контроля и наблюдения за техническим состоянием линейной части магистрального нефтепровода, своевременного выявления утечек и предупреждения аварий.

Земляные амбары для сбора нефти из магистрального нефтепровода в случае аварии.

Противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения. Для предотвращения размывания траншеи и обнажения нефтепроводов предусматривают соответствующие мероприятия – организацию стока поверхностных вод, крепление оврагов и промоин, размываемых берегов водных преград и другие.

Трасса трубопровода на местности должна обозначаться опозновательно-предупредительными знаками в виде столбиков со щитами-указателями высотой от 1,5 до 2 м от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости, но не реже чем через 500 – 1000 м, а также на углах поворота и пересечениях с другими трубопроводами и коммуникациями.

На всем протяжении трассы МН для исключения повреждений в соответствии с действующими Правилами охраны магистральных трубопроводов устанавливают охранную зону:

­ вдоль трассы МН - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися в 25 метрах от оси трубопровода с каждой стороны;

­ вдоль трасс многониточных нефтепроводов в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 25 метрах от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;

­ вдоль подводных переходов нефтепроводов - в виде участка от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних ниток трубопроводов на 100 метров с каждой стороны;

­ вокруг емкостей для хранения и дренажа нефти - в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территории указанных объектов на 50 м во все стороны;

­ вокруг головных и промежуточных перекачивающих и наливных насосных станций, резервуарных парков, узлов учета нефти, наливных и сливных эстакад, пунктов подогрева нефти - в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территорий указанных объектов на 100 м во все стороны.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются технологические участки длиной от 400 до 600 км. Граница между технологическими участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него «головной» НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка - «конечным пунктом» для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Промежуточные НПС на границах эксплуатационных участков должны располагать резервуарным парком объемом 0,3 – 1.5 суточной производительности нефтепровода, что позволяет каждому эксплуатационному участку работать автономно, т.е. независимо от других эксплуатационных участков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый.