Классы магистральных газопроводов

Магистральные газопроводы подразделяются на два класса в зависимости от рабочего давления:

· I — при рабочем давлении 2,5 — 10,0 МПа (от 25 до 100 кгс/см2);

· II — при рабочем давлении 1,2 — 2,5 МПа (от 12 до 25 кгс/см2).

Магистральные газопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра:

· I — при диаметре 1000—1200 мм;

· II — 500—1000 мм;

· III — 300—500 мм;

· IV — менее 300 мм.

7. Трубопроводной арматурой называются устройства, предназначенные для управления движением по трубопроводам потоков жидкостей, газов (паров), а также сыпучих материалов путем непосредственного на них воздействия. Трубопроводная арматура используется также для управления движением части потока или его отдельной фазы — жидкой или газовой. Подавляющее количество арматуры устанавливается на трубопроводах и лишь сравнительно небольшая часть монтируется непосредственно на аппаратах, котлах, установках, агрегатах и пр.

Опоры Переходы Тройники Фланцы Заглушки Затворы Задвижки Клапаны Краны Фитинги Сгоны, резьбы, бочата

По назначению арматуру можно подразделить на пять классов: Запорная арматура — устройства, применяемые для периодического или разового включения или отключения части трубопровода или объекта (вентили, клапаны, задвижки, краны и др.); Регулирующая арматура — устройства, применяемые для частичного перекрытия проходных сечений и изменения количества протекающей жидкости с целью регулирования расходов, давления, уровня, температуры, состава среды и т. д. (регулирующие клапаны, регуляторы давления, регуляторы уровня, редукционные клапаны, смесительные клапаны и др.); Предохранительная арматура — устройства, используемые для ограничения рабочих параметров и предотвращения аварийных условий: выпуска избытка среды при чрезмерном повышении давления (предохранительные и перепускные клапаны), предотвращения движения среды в обратном направлении (обратные клапаны); Контрольная арматура — устройства, предназначенные для определения наличия или уровня жидкости (пробно-спусковые краны, указатели уровня); Разная арматура — устройства, применяемые, например, для отвода одной из фаз среды: конденсата (конденсатоотводчики), воздуха (вантузы), масла (маслоотделители) и др.

Основными, наиболее важными и широко применяемыми параметрами трубопроводной арматуры являются следующие:

Условный диаметр прохода Dy — номинальный внутренний диаметр трубопровода, к которому присоединяется арматура; Рабочее давление Рраб — давление, при котором осуществляется эксплуатация арматуры; Условное давление среды Ру — номинальное давление среды, соответствующее обычно рабочему давлению при температуре среды t = 0-120 0С для чугунной арматуры и t = 0-200 °C для арматуры из углеродистой стали; Пробное давление Рпр — давление, при котором производится гидравлическое испытание арматуры на прочность. Линейные размеры. Из линейных размеров необходимо выделить строительную длину L мм, равную длине отрезка трубы, который она замещает. Для фланцевой арматуры строительная длина равна расстоянию между наружными торцовыми плоскостями присоединительных фланцев. Условные диаметры проходов трубопроводной арматуры имеют основной размер, предназначенный для преимущественного применения, 19 вспомогательных размеров, не рекомендуемых для арматуры общепромышленного назначения, и 8 размеров, которые могут быть использованы в виде исключения лишь для изготовленных ранее и эксплуатируемых трубопроводов.

По размерам условного диаметра прохода можно выделить следующие пять групп трубопроводной арматуры:

Группа сверхмалых размеров до 5,0 мм включительно; Группа малых размеров — от 6 до 40 мм включительно ( арматура этих диаметров прохода применяется в разветвленной сети водопроводов, газопроводов, в аппаратах и т. д. и изготовляется в большом количестве); Группа средних диаметров прохода — от 50 до 300 мм включительно; применяется для разводящих линий трубопроводов и отдельных магистралей; изготовляется крупносерийно; Группа больших диаметров прохода — от 350 до 1200 мм; используется в основном в магистральных трубопроводах, изготовляется серийно или мелкосерийно; Группа сверхбольших диаметров прохода — от 1400 мм и выше; используется в основном в металлургии, гидротехнических сооружениях и в некоторых других отраслях промышленности; изготовляется мелкосерийно и индивидуально.

По условным давлениям трубопроводную арматуру можно разделить на 6 групп:

арматура для глубокого вакуума, используемая для давлений ниже 1•10-3 мм рт. ст.; вакуумная арматура, используемая для давления от 1•10-3 мм рт. ст. и выше — до 1 ата (абс); арматура малых давлений, применяемая до 16 кГ/см2; арматура средних давлений — от 25 до 100 кГ/см2; арматура высоких давлений — от 160 до 800 кГ/см2; арматура сверхвысоких давлений — от 1000 кГ/см2 и выше.

Рабочие давления при температурах до 120 °C для чугуна и до 200 °C для стали равны условным. При повышении температуры допускаемое рабочее давление снижается в зависимости от материала корпусных деталей арматуры. По температурному режиму трубопроводную арматуру можно разделить на пять категорий:

Арматура обычная, изготовляемая из углеродистой стали, ковкого или серого чугуна; арматура из углеродистой стали применяется для температуры от —40 до +450 0С, арматура из ковкого чугуна от —30 до 400 0С; арматура из серого чугуна от —15 до 300 0С. (Пределы применения при низких температурах указаны для неответственных объектов и при низких давлениях. Для ответственных объектов, например газопроводов, работающих при температуре ниже —30 0С, применяется стальная арматура из легированной стали, специальных сплавов или цветных металлов с ударной вязкостью при рабочей температуре не менее 2 кГ•м/см2.) Арматура для высоких температур, изготовляемая из специальных сталей и применяемая для температур 450—600 °C. Арматура жаропрочная, применяемая для температур свыше 600 °C. Арматура для низких температур, работающая при температурах до —70 °C. Арматура для глубокого холода, пригодная к эксплуатации при температурах ниже —70 °C.

По способу присоединения к трубопроводу:

Арматура муфтовая - присоединяется к трубопроводу или емкости с помощью муфт с внутренней резьбой. Арматура цапковая - присоединяется к трубопроводу или емкости на наружной резьбе с буртиком под уплотнение. Арматура под приварку - присоединяется к трубопроводу или емкости с помощью сварки. Преимуществами являются полная и надежная герметичность соединения, минимум обслуживания (не требуется подтяжки магистральных фланцевых соединений). Недостаток - повышенная сложность демонтажа и замены арматуры. Арматура стяжная - соединение входного и выходного патрубков с фланцами на трубопроводе осуществляется с помощью шпилек с гайками, проходящими вдоль корпуса арматуры. Арматура фланцевая - присоединяется к трубопроводу или емкости с помощью фланцев. Преимуществом являются возможность многократного монтажа и демонтажа на трубопроводе, хорошая герметизация стыков и удобство их подтяжки, большая прочность и применимость для широкого диапазона давлений и проходов. Недостатки - возможность ослабления затяжки и потеря герметичности со временем, большие габаритные размеры и масса. Арматура штуцерная (ниппельная) - присоединяется к трубопроводу или емкости с помощью штуцера (ниппеля).

По способу управления:

Арматура под дистанционное управление - не имеет непосредственного органа управления, а соединяется с ним при помощи колонок, штанг и других переходных устройств. Арматура приводная - управление осуществляется при помощи привода (непосредственно или дистанционно). Арматура с автоматическим управлением - управление затвором происходит без участия оператора под непосредственным воздействием рабочей среды на затвор или на чувствительный элемент, либо посредством воздействия на привод арматуры управляющей среды, либо по командному сигналу, поступающему на привод арматуры из приборов АСУ. Арматура с ручным управлением - управление осуществляется оператором вручную дистанционно или непосредственно.

Виды трубопроводной арматуры:

Запорная трубопроводная арматура — арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью. Предохранительная трубопроводная арматура — арматура, предназначенная для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого превышения давления посредством сброса избытка рабочей среды. Регулирующая трубопроводная арматура — арматура, предназначенная для регулирования параметров рабочей среды посредством изменения расхода. Запорно-регулирующая трубопроводная арматура — арматура, совмещающая функции запорной и регулирующей арматуры. Обратная трубопроводная арматура — арматура, предназначенная для автоматического предотвращения обратного потока рабочей среды. Невозвратно-запорная трубопроводная арматура — обратная арматура, в которой может быть осуществлено принудительное закрытие арматуры. Невозвратно-управляемая трубопроводная арматура — обратная арматура, в которой может быть осуществлено принудительное открытие, закрытие или ограничение хода арматуры. Распределительно-смесительная трубопроводная арматура — арматура, предназначенная для распределения потока рабочей среды по определенным направлениям или для смешивания потоков. Спускная (дренажная) трубопроводная арматура — запорная арматура, предназначенная для сброса рабочей среды из емкостей (резервуаров), систем трубопроводов. Фазоразделительная трубопроводная арматура — арматура, предназначенная для разделения рабочих сред, находящихся в различных фазовых состояниях. Конденсатоотводчик — трубопроводная арматура, удаляющая конденсат и не пропускающая или ограниченно пропускающая перегретый пар. Защитная (отключающая) трубопроводная арматура — арматура, предназначенная для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимых или непредусмотренных технологическим процессом изменений параметров или направления потока рабочей среды, а также для отключения потока. Редукционная (дроссельная) трубопроводная арматура — арматура, предназначенная для снижения (редуцирования) рабочего давления в системе за счет увеличения гидравлического сопротивления в проточной части. Контрольная трубопроводная арматура — арматура, предназначенная для управления поступлением рабочей среды в контрольно-измерительную аппаратуру, приборы.     6. Технологические схемы нефтеперекачивающих станций Технологической схемойНПС называют внемасштабный рисунок, на котором представлена принципиальная схема работы НПС в виде системы внутристанционных коммуникаций (трубопроводов) с установленным на них основным и вспомогательным оборудованием, а также с указанием диаметров и направлений потоков (рисунок 1). Рисунок 1. Технологическая схема насосной станции.- узел пуска-приема скребка (УППС): II - фильтры-грязеуловители: III - устройство гашения ударной волны; IV - емкости сбора нефти, сброса ударной волны и разгрузки; V - насосная с МНА для последовательной и параллельной перекачки; VI - помещение регулятора давления; VII - насосная внутренней перекачки; VIII - подземные ёмкости с погружными насосами. Основными элементами, изображаемыми на технологической схеме НПС, являются: система обвязки (соединение трубопроводных коммуникаций) НПС, отражающая принятую технологическую схему перекачки; -схема обвязки резервуарного парка (если таковой имеется); схема обвязки подпорных (если они имеются) и основных насосов; узлы технологических задвижек (манифольды); размещение технологического оборудования (фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, улавливания и сбора утечек, дренажа и т.д.); узлы учета нефти (если таковые имеются); узлы приема и ввода в трубопровод очистных и диагностических устройств; предохранительные клапаны. Среди возможных схем технологии перекачки нефти можно выделить три основные (рисунок 2): из насоса в насос, постанционную, с подключением резервуаров. При использовании схемы перекачки "из насоса в насос", резервуары промежуточных НПС (если они имеются) отключаются от трубопровода и нефть с предыдущего участка подается непосредственно в насосы этих станций для дальнейшей транспортировки по следующему участку (рисунок 2, г). Такая схема перекачки весьма прогрессивна, поскольку исключает промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потери нефти. Кроме того, она значительно удешевляет технологию, поскольку исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков. Недостатком этой схемы является "жесткая" гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на всех остальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки. При использовании постанционной схемы перекачки нефть на НПС принимают поочередно в один из резервуаров станции, в то время как закачку нефти в трубопровод осуществляют из другого резервуара. Преимущества постанционной схемы перекачки заключаются в том, что отдельные участки нефтепровода оказываются не связанными той жесткой гидравлической зависимостью, которая имеет место в случае перекачки "из насоса в насос", поэтому нефтепровод имеет большую степень надежности и способности к бесперебойной поставке нефти потребителю. Кроме того, при постанционной схеме возможен резервуарный учет количества транспортируемой нефти, что очень важно для контроля за сохранностью продукции. Основным недостатком постанционной схемы перекачки являются высокая стоимость сооружения и эксплуатации резервуарных парков, а также потери нефти при больших дыханиях резервуаров, связанных с выбросами паров нефти в атмосферу при заполнении резервуаров. Постанционная схема перекачки применяется в основном на головных НПС нефтепровода и его эксплуатационных участков. При использовании схемы перекачки с подключением резервуаров возможны два варианта: через резервуары и с подключенными резервуарами (рисунок.2, б, в). В первом варианте нефть с предыдущего участка поступает в резервуар ПНПС и закачивается также из этого резервуара. Такая схема делает соединение участков нефтепровода более "мягким" в гидравлическом отношении. Кроме того, в резервуаре происходит гашение волн давления, связанных с изменениями режима перекачки, что повышает надежность эксплуатации нефтепровода, однако этому способу присущи все недостатки предыдущего способа и в настоящее время он практически не используется. Во втором варианте схема предусматривает, что основное количество нефти прокачивают по трубопроводу, минуя резервуар, однако при этом допускается, что расходы нефти на предыдущем и последующем участках могут в течение некоторого времени отличаться друг от друга, а дебаланс расходов компенсируется сбросом или подкачкой части нефти в подключенный резервуар. При синхронной работе участков, т.е. перекачке с одним и тем же расходом, уровень нефти в подключенном резервуаре остается постоянным.

Промежуточные НПС предназначены для повышения давления перекачиваемой нефти в магистральном трубопроводе. Промежуточ­ные НПС размещают по трассе нефтепровода в соответствии с гид­равлическим расчетом через 50—200 км. Технологическая схема про­межуточной НПС приведена на рис. 1.2.2

На НПС предусмотрены следующие технологические сооружения:

• магистральная насосная с насосами и электродвигателями. Чис­ло насосов с электродвигателями определяется расчетом в зави­симости от производительности будущей насосной станции;

• узел регуляторов давления с регулирующими заслонками. Чис­ло заслонок зависит от производительности НПС. Параметры заслонок позволяют производить регулирование давления при отключении одной из заслонок;

• фильтры-грязеуловители (рабочие и резервный) с патрубками;

• блок системы гашения ударной волны с устройствами сглаживания волн давления;

• резервуар-сборник нефти системы сглаживания волн давления
и дренажа, предназначенный для сброса нефти из системы за­
щиты нефтепровода от повышения давления;

• блок с вертикальными погружными насосами с электродвигате­лями.

5.

ГоловныеНПСпредназначены для приема нефти с установок по ее подготовке, замера и перекачки ее из резервуаров в магистраль­ный трубопровод.

Принципиальная технологическая схема головной НПС приведе­на на рис.1.2.1

Она включает в себя подпорную насосную (1), площадку фильтров и счетчиков (2), магистральную насосную (3), площадку регуляторов дав­ления (4), площадку пуска скребков (5) и резервуарный парк (6), а также площадку с предохранительными устройствами для сброса избыточного давления, технологические трубопроводы;

Нефть с промысла направляется на площадку (2), где сначала очищается в фильт­рах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходомеры, служащие для оперативного контроля за ее количеством.

Далее она направляется в резервуарный парк (6), где производится ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также осуществляется коммерческий учет.

Для закачки нефти в трубопровод используются подпорная (1) и магистральная (3) насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков (2} с целью оперативного учета, а также площадку регуляторов давления (4) с целью установления в магистраль­ном нефтепроводе требуемого расхода. Площадка (5) служит для запуска в нефтепровод очистных устройств —скребков.

1.2.1 Технологическая схема головной нефтеперекачивающей станции: 1 — подпорная насосная; 2 — площадка фильтров и счет­чиков; 3 — основная насосная; 4 — площадка регуляторов; 5 — площадка пуска скребков; 6 -— резервуарный парк

3.

К линейным сооруженияммагистрального нефтепровода относятся: 1) собственно трубопровод (или линейная часть); 2) линейные задвижки; 3) средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки); 4) переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.); 5) линии связи; 6) линии электропередачи; 7) дома обходчиков; 8) вертолетные площадки; 9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.

Собственно трубопровод - основная составляющая магистрального нефтепровода - представляет собой трубы, сваренные в «нитку», оснащенные камерами приема и пуска, скребков, разделителей, диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы.

Минимальное заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть не менее (м):

- при обычных условиях прокладки 0,8

- на болотах, подлежащих осушению 1,1

- в песчаных барханах 1,0

- в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельхозмашин 0,6

- на пахотных и орошаемых землях 1,0

- при пересечении каналов 1,1 Линейные задвижки устанавливаются по трассе трубопровода не реже, чем через 30 км, с учетом рельефа местности таким образом, чтобы разлив нефти в случае возможной аварии был минимальным. Кроме того, линейные задвижки размещаются на выходе из НПС и на входе в них, на обоих берегах пересекаемых трубопроводом водоемов, по обеим сторонам переходов под автомобильными и железными дорогами.

Станции катодной защиты располагаются вдоль трассы трубопровода в соответствии с расчетом. 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.).

При переходах через водные преграды трубопроводы, как правило, заглубляются ниже уровня дна. Для предотвращения всплытия на трубопроводах монтируют чугунные или железобетонные утяжелители (пригрузы) различной конструкции. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод укладывают в патроне (кожухе) из труб, диаметр которых не менее, чем на 200 мм больше. При пересечении естественных и искусственных препятствий применяют также надземную прокладку трубопроводов (на опорах, либо за счет собственной жесткости трубы).

Вдоль трассы трубопровода проходят линии связи, линии электропередачи, а также грунтовые дороги. Линии связи, в основном, имеют диспетчерское назначение. Это очень ответственное сооружение, т.к. обеспечивает возможность оперативного управления согласованной работой перекачивающих станций на расстоянии нескольких сот километров. Прекращение работы связи, как правило, влечет за собой остановку перекачки по трубопроводу. Линии электропередач служат для электроснабжения перекачивающих станций, станций катодной защиты и дренажных установок. По вдольтрассо-вым дорогам перемещаются аварийно-восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты, обходчики и др.

Вертолетные площадки предназначены для посадок вертолетов, осуществляющих патрулирование трассы трубопроводов.

На расстоянии 10...20 км друг от друга вдоль трассы размещены дома обходчиков. В обязанности обходчика входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода.