Основные сооружения ЛЧ МН, их назначение и краткая характеристика

К основным объектам линейной части относятся: сам трубопровод, трубопроводная арматура, резервные нитки, лупинги, вставки, узлы подключения к НПС, подводные переходы, переходы через болота, переходы через железные и автомобильные дороги, надземные переходы.

Основные элементы магистрального нефтепровода – сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод.

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

Подземная схема прокладки является наиболее распространенной (около 98% 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 должна быть не менее (в м): 0,8 при Ду <1000 мм; 1,0 при Ду≥ 1000 мм.

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

Рис. 10.1. Состав сооружения магистрального нефтепровода:

1. - подводящий трубопровод; 2 - головная нефтеперекачивающая станция;

3 - промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4 - конечный пункт; 5 - линейная часть; 6 - линейная задвижка; 7 - дюкер; 8 - надземный переход; 9 - переход под автодорогой; 10 - переход под железной дорогой; 11 - станция катодной защиты; 12 - дренажная установка; 13 - дом обходчика; 14 - линия связи; 15 - вертолетная площадка; 16 - вдольтрассовая дорога

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. АК «Транснефть» оснащает линейную часть нефтепроводов, в основном, шиберными задвижками отечественных производителей. Задвижки диаметром 400 мм и более должны устанавливаться на фундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание. Практически запорная линейная арматура работает редко (несколько раз в год).

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.

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

При нормальной работе трубопровода и резервная и основная нитки должны находиться в работе. На обоих концах основной и резервной ниток устанавливаются задвижки для отключения резервной или основной нитки от магистрали в случае аварии на ней.

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

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 магистрального нефтепровода с основным нефтепроводом. Назначение вставки такое же, что и лупинга, т.е. для уменьшения гидравлического сопротивления.

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

7. с камерой пуска внутритрубных снарядов;

8. с камерами приема и пуска внутритрубных снарядов;

9. узел, обеспечивающий пропуск внутритрубных снарядов;

10. с камерой приема внутритрубных устройств (ВТУ). В некоторых документах внутритрубные устройства называют средствами очистки и диагностики (СОД). По назначению, внутритрубные устройства подразделяются на очистные и диагностические.

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

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

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

2) 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 нитей, лупингов и подводных переходов. Для этого в начальной части монтируется камера пуска СОД, а в конечных точках камера приёма СОД.

К подводным переходам относится линейная часть нефтепровода с сооружениями, проходящая через водные преграды шириной более 10 м по зеркалу воды в межень и глубиной свыше 1,5 м.

Границами подводного перехода магистрального нефтепровода, определяющими длину перехода, являются: для многониточных переходов – участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах; для одиночных переходов – участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ), но не ниже отметок 10%-ой обеспеченности.

Створы переходов через реки надлежит выбирать на прямолинейных устойчивых плессовых участках с пологими неразмываемыми берегами при минимальной ширине заливаемой поймы.

Подводные переходы подразделяются:

3) на одно- и многониточные;

4) по способу строительства (траншейным способом, методом микротоннелирования (МТ), наклонно-направленного бурения (ННБ), «труба в трубе».).

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

Переходы через железные и автомобильные дороги. Основной отличительной деталью перехода под дорогой является защитный кожух, внутри которого прокладывается рабочий трубопровод. Диаметр защитного кожуха принимается на 100 - 200 мм больше диаметра рабочего трубопровода.

Надземная схема прокладки составляет лишь незначительную долю в общем объеме трубопроводного строительства. Надземная прокладка нефтепроводов 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.

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 защиты и т.д.

Вдольтрассовая линия электропередач и электроустановки для обеспечения электроэнергией электроприводных задвижек и установок электрохимической защиты нефтепровода 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 магистральному нефтепроводу.

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). Эти средства предназначены для централизации учета и оперативного управления нефтепроводами.

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.).

Вдольтрассовые проезды и переезды через нефтепроводы, вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы нефтепровода и подъезды к ним.

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 нефтепровода на местности должна обозначаться опозновательно-предупредительными знаками в виде столбиков со щитами- указателями высотой 1,5 – 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 государственного стандарта на

2)Устройство стропов при заделке конца стропа с помощью зажимов

Одним из наиболее простых способов заделки концов канатных строп является заделка с помощью винтовых зажимов. Количество зажимов определяют расчетом по нормам Госгортехнадзора, но их количество должно быть не менее трех. Шаг расположения зажимов должен быть не менее шести диаметров каната. Перемычка зажима всегда должна располагаться на стороне каната несущей нагрузку, U-образный болт зажима помещается на хвостовую часть каната. Нужно загнуть достаточно длинную часть каната, чтобы можно было разместить минимально необходимое число зажимов.

Совместно с винтовыми зажимами, для формирования петли на канатах малого диаметра (до 16мм) могут применяться специальные приспособлений – коуш-зажимы. Приспособление разработано для быстрого формирования концевого элемента и облегчает процесс заделки концов каната. Огибая коуш концы каната сходятся в основании приспособления, где стягиваются с помощью болтов.