Магистральные трубопроводы. Общие сведения

4.1.1 В настоящее время для транспортирования энергоносителей используют железнодорожный, водный, автомобильный и трубопроводный транспорт. Основными достоинствами трубопроводного транспорта являются:

- возможность прокладки трубопровода в любом направлении и на любое расстояние, т.е. возможность прокладки трубопровода кратчайшим путем между начальным и конечным пунктами;

- бесперебойность работы и, соответственно, гарантированное снабжение потребителей независимо от погоды, времени года и суток;

- наибольшая степень автоматизации;

- высокая надежность и простота в эксплуатации;

- разгрузка традиционных видов транспорта.

- К недостаткам трубопроводного транспорта относятся:

- большие первоначальные затраты на сооружение МТ, что делает целесообразным применение трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках;

- определенные ограничения на количество сортов (типов, марок) энергоносителей, транспортируемых по одному трубопроводу;

- «жесткость» трассы трубопровода, вследствие чего для организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные капиталовложения.

Трубопроводом, в настоящем документе, принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти/нефтепродукта.

Магистральный трубопровод (МТ) – это единый производственно-технологический комплекс, состоящий из трубопроводов и связанных с ними перекачивающих станций, соответствующих требованиям действующего законодательства Российской Федерации в области технического регулирования и других технологических объектов, обеспечивающий транспортировку, приемку, сдачу нефти/нефтепродуктов, соответствующих требованиям действующего законодательства Российской Федерации, от пунктов приема до пунктов сдачи потребителям или перевалку на другой вид транспорта. Они характеризуются высокой пропускной способностью, внутренним диаметром трубопровода до 1200 мм и избыточным давлением до 10 МПа.

Толщина стенки трубопроводов разная, поэтому для обозначения трубопроводов применяют не номинальный наружный диаметр, а номинальный диаметр (нерекомендуемое для применения в настоящее время, устаревшее название – условный диаметр), приблизительно равный внутреннему диаметру трубопровода, выраженному в миллиметрах и соответствующему ближайшему значению из ряда чисел, принятых в установленном порядке. Обозначается номинальный диаметр латинскими буквами «DN» и числом без указания единиц измерения. Например, DN 1000.

МТ прокладываются в самых разнообразных топографических, геологических, гидрогеологических и климатических условиях. В настоящее время при сооружении МТ применяют подземную, наземную и надземную схемы прокладки.

Подземная схема прокладки является наиболее распространенной (около 98 %от общего объема сооружаемой линейной части). При этой схеме отметка верхней образующей трубы располагается ниже отметки дневной поверхности грунта. Глубина заложения трубопроводов (от верха трубы) зависит от диаметра, рельефа и характеристики грунтов местности и составляет от 0,8 до 1,0 м.

Надземная схема прокладки составляет лишь незначительную долю в общем объеме трубопроводного строительства. Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков допускается в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах распространения вечномерзлых грунтов, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия: овраги; реки, имеющие неустойчивое русло; реки с крутыми берегами; каналы и т.д.

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 Юм независимо от глубины.

Порядок эксплуатации, технического диагностирования, обслуживания переходов МТ через водные преграды и малые водотоки осуществляется в соответствии с ОР-75.200.00-КТН-231-16.

При строительстве трубопроводов на болотах применяют все существующие в настоящее время конструктивные схемы прокладки трубопроводов: подземная, наземная и надземная.

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 (см. СНиП 2.05.06-85*).

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.

Классификация

4.2.1 МТ в зависимости от диаметра трубопровода подразделяются на классы:

Магистральные нефтепроводы подразделяются на следующие классы:

- при номинальном диаметре свыше DN 1000 до DN 1200 включительно;

- при номинальном диаметре свыше DN 500 до DN 1000 включительно;

- при номинальном диаметре свыше DN 300 до DN 500 включительно;

- при номинальном диаметре DN 300 и менее.

- Магистральные нефтепродуктопроводы подразделяются на следующие классы:

- при номинальном диаметре свыше DN 500 до DN 700 включительно;

- при номинальном диаметре свыше DN 300 до DN 500 включительно;

- при номинальном диаметре DN 300 и менее.

4.2.2 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.

Обычно трубопроводы номинальным диаметром менее DN 700 относят к категории ГУ, 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.

Состав сооружений

4.3.1 В состав МТ в соответствии с СНиП 2.05.06-85* входят:

- трубопровод с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций (НПС), компрессорных станций (КС), узлов замера расхода газа (УЗРГ), пунктов редуцирования газа (ПРГ), узлами пуска и приема очистных устройств, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола;

- установки электрохимической зашиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов;

- линии электропередачи, 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;

- головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции, резервуарные парки;

- пункты подогрева нефти/нефтепродуктов;

- указатели и предупредительные знаки.

4.3.2 Головная НПС предназначена для приема нефти/нефтепродуктов с районов добычи, смешения или разделения их по сортам, учета нефти/нефтепродуктов и закачки из резервуаров в трубопровод.

4.3.3 Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти/нефтепродуктов. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50 – 200 км).

Конечным пунктом магистрального трубопровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза, а конечным пунктом магистрального нефтепродуктопровода – приемо-сдаточный пункт или нефтебаза.

4.3.4 На МТ большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными 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. Таким образом, МТ большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных трубопроводов протяженностью не более 600 км каждый.

4.3.5 Лупинг конструктивно 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.

4.3.6 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.

4.3.7 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.

4.3.8 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.

4.3.9 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/нефтепродуктов, а также удаления механических примесей, воды, газа которые образуются при работе трубопровода при малой производительности (из-за низкой скорости движения нефти/нефтепродуктов).

Диагностические устройства предназначены для контроля состояния трубопровода. Имеются следующие системы внутритрубной инспекции:

- калиперы-профилемеры – для проверки внутренней геометрии трубопроводов, позволяющие с большой точностью обнаруживать и измерять вмятины, овальности я другие аномалии геометрии трубопровода;

- ультразвуковые и магнитные дефектоскопы – для обнаружения и высокоточного

- измерения точечной и сплошной коррозии, расслоения, царапин, инородных включений и т.п.

В процессе эксплуатации возникает необходимость очистки резервных ниток, лупингов и подводных переходов. Для этого в начальной части монтируется камера пуска СОД, а в конечных точках камера приёма СОД.

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

4.3.11 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/нефтепродуктов по МТ.

4.3.12 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 (СОУ) – предназначены для централизации учета и оперативного управления трубопроводами.

4.3.13 СОУ предназначены для оперативного обнаружения факта утечки и установления места её образования. Это позволяет не только значительно сократить время реакции аварийных служб и, как следствие значительно уменьшить экологический ущерб от разлива перекачиваемых продуктов, но и свести к минимуму время вынужденного простоя трубопровода. Помимо функции диагностики утечек модель используется для анализа перекачки, состояния измерительных приборов, эффективного диаметра трубопровода, идентификации характеристик насосных агрегатов, расчета графика движения скребка и порций нефти/нефтепродуктов различного качества или отличающихся по свойствам, анализа критических режимов. Диагностика утечек, как правило, является превалирующей функцией системы.

4.3.14 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 защита применяется 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 (см. РД-75Л80.00-КТН-057-12).

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.

Виды знаков на пересечениях автомобильных и железных дорог и правила их установки должны отвечать требованиям правил эксплуатации соответствующих путей сообщения и нормативным документам.