2.4 Схема работы нефтепроводов. Схема трубопровода нефти


2.4 Схема работы нефтепроводов

Согласно ВНТП-2-86 система нефтепроводов Ярославль – Кириши – Приморск разделена на два эксплуатационных участка, в пределах которых

обеспечивается независимость работы насосного оборудования:

В начале каждого эксплуатационного участка (НПС Ярославль и НПС Кириши) и на конечном пункте в Приморске предусмотрено сооружение резервуарных парков и использование существующего парка на НПС Ярославль.

В I очередь БТС на участке Ярославль – Кириши перекачка нефти осуществляется четырьмя перекачивающими станциями: НПС Ярославль-1, НПС Правдино-1, НПС Быково-1 и НПС Песь-1.

Экспортная нефть, полученная в результате смешения, на НПС Ярославль подается по двум проходящим параллельно трубопроводам на КНОС и НПС Кириши. Разделение потока нефти на два направления происходит на 517 км трассы, где должна быть сохранена перемычка между существующим нефтепроводом и нефтепроводом, образованным при замыкании лупингов.

Для регулирования производительности сброса нефти на КНОС (16 млн.т/год) на его территории после узла приема средств очистки предусмотрена установка узла регуляторов давления (расхода).

На участке Кириши – Приморск перекачка осуществляется двумя перекачивающими станциями НПС Кириши и НПС № 2.

При дальнейшем развитии БТС перекачка нефти на КНОС осуществляется по существующему нефтепроводу Ярославль – Кириши насосными станциями Ярославль-1, Правдино-1, Быково-1, Песь-1, как указывалось ранее, с частичным использованием участков существующих лупингов для обеспечения производительности 16 млн.т/год.

В этом случае подача экспортной смеси нефти на Приморск производится по самостоятельному нефтепроводу Ярославль – Приморск, состоящему из двух эксплуатационных участков: Ярославль – Кириши и Кириши – Приморск.

На участке Ярославль – Кириши перекачка осуществляется с использованием новых лупингов и нефтеперекачивающих станций Ярославль-2, Правдино-2, Быково-2, Песь-2.

На участке Кириши – Приморск – нефтеперекачивающими станциями Кириши, НПС № 2, НПС № 3.

В этих условиях для повышения пропускной способности нового нефтепровода Ярославль – Кириши – Приморск на участке Ярославль – Кириши предусматривается строительство:

  • магистрального нефтепровода на участках, переданных в качестве лупингов для нефтепровода Ярославль – Кириши-1;

  • строительство лупингов на участке между НПС.

Решение о переключении начальных участков «старых лупингов» на трубопровод Ярославль – Кириши-1 (КНОС) вызвано необходимостью поддержания более высокого давления, чем существующее на участке нового трубопровода Ярославль – Кириши.

Схема нефтепровода предусматривает его работу в пределах эксплуатационных участков по схеме «из насоса в насос» при работе НПС с емкостью «через емкость» или «с подключенной емкостью».

Технологические схемы всех НПС (с емкостью и без емкости) предусматривают возможность перекачки мимо станции.

На всех НПС, сооружаемых на территориях, примыкающих к действующим, предусмотрены соединительные трубопроводы, обеспечивающие в I очередь строительства подключение существующих НПС к обоим магистральным трубопроводам.

studfiles.net

КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ — Мегаобучалка

 

Основной составляющей магистрального трубопровода является линейная часть - непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или секций и уложенная по трассе тем или иным способом.

В настоящее время существуют следующие принципиально различные конструктивные схемы прокладки магистральных трубопроводов: подземная, полуподземная, наземная и надземная. Выбор той или иной схемы прокладки определяется условиями строительства и окончательно принимается на основании технико-экономического сравнения различных вариантов.

Подземная схема укладки, является наиболее распространенной (98 % от общей протяженности). Трубопровод укладывают в грунт на глубину, превышающую диаметр труб (рисунок 1).

При данной схеме укладке достигается максимальная механизация работ всех видов, не загромождается территория и после окончания строительства используются пахотные земли, отсутствует воздействие солнечной радиации и атмосферных осадков, трубопровод находится в стабильных температурных условиях. Однако на участках с вечномерзлыми, скальными и болотистыми грунтами подземная схема укладки является неэкономичной из-за высокой стоимости земляных работ. Кроме того, необходимость специальной балластировки (особенно газопроводов) на участках с высоким стоянием грунтовых вод и надежного антикоррозионного покрытия от почвенной корро­зии значительно удорожает стоимость строительства.

 

Рисунок 1 - Подземные схемы прокладки трубопровода: а - прямоугольная форма траншеи; б - трапецеидальная форма траншеи; в - смешанная форма траншеи; г - укладка с седловидными пригрузами; д - укладка с использованием винтовых анкеров для закрепления против всплытия; е - укладка в обсыпке из гидрофобизированных грунтов; ж - укладка в зонах активных тектонических разломов; з - укладка с песчаной подсыпкой вне зон разломов; 1 - трубопровод; 2 - минимальное заглубление; 3 - засыпка почвеннорастительным грунтом; 4 - грунт из отвала; 5 - подсыпка песком; 6 - засыпка крупнозернистым песком; 7 - подсыпка крупнозернистым песком

 

Наземные схемы прокладки (рисунок 2) преимущественно используются в сильно обводненных и заболоченных районах при высоком уровне грунтовых вод и очень малой несущей способности верхнего слоя грунта, на солончаковых грунтах, при наличии подстилающих скальных пород, а также при пересечении с другими коммуникациями.

 

Рисунок 2 - Наземные схемы прокладки трубопровода: а - повышенной устойчивости с обсыпкой минеральным грунтом; б - повышенной устойчивости с обсыпкой гидрофобизированным грунтом; в - в насыпи с обсыпкой минеральным грунтом; г - в насыпи с обсыпкой гидрофобизированным грунтом

При наземной прокладке верхняя образующая трубопровода располагается выше отметок дневной поверхности, а нижняя образующая - ниже, на уровне или выше дневной поверхности. Для уменьшения объема насыпи и увеличения устойчивости трубопровода в горизонтальной плоскости (особенно на криволинейных участках) рекомендуется проектировать прокладку трубопровода в неглубокую траншею глубиной 0,4- 0,8 м с последующим сооружением насыпи необходимых размеров. При всех ее преимуществах недостатком является слабая устойчивость грунта насыпи и необходимость устройства большого числа водопропускных сооружений.

Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков рекомендуется в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах горных выработок, оползней и районах распространения вечномерзлых грунтов, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия (рисунки 3-6). При надземной прокладке сводится к минимуму объем земляных работ, отпадает необходимость в дорогостоящей пригрузке, а также в устройстве защиты от почвенной коррозии и блуждающих токов. Однако надземная укладка имеет недостатки: загроможденность территории, устройство опор, специальных проездов для техники и миграции животных и значительная подверженность трубопровода суточным и сезонным колебаниям температуры, что требует принятия специальных мер.

В каналах и коллекторах прокладывают водоводы, теплопроводы, трубопроводы для перекачки высоковязких и застывающих нефтей, в т. ч. с путевым подогревом, а также трубопроводы в вечномерзлых грунтах. Для сокращения тепловых потерь стенки каналов изготавливают из теплоизоляционных материалов (рисунок 7).

Рисунок 3 - Надземные схемы прокладки линейной части магистрального трубопровода: а - трубопровод с компенсаторами; б - трубопровод в виде зигзагообразного самокомпенсиру- ющего контура; в - упругоискривленный самокомпенсирующий трубопровод; г - трубопровод со слабоизогнутыми участками; д - параллельная прокладка трубопровода; 1 - трубопровод; 2 - промежуточная продольно-подвижная опора; 3- неподвижная опора; 4- П-образный компенсатор; 5 - промежуточная или скользящая опора; 6 - шарнирная опора; 7 - свободноподвижная опора; 8 - слабоизогнутый участок (компенсатор)

 

Рисунок 4 — Прокладка трубо­провода на участках с погребенными льдами: 1 - георешетка; 2 - гумусный слой; 3 - насыпь из щебня с песочным заполнением 20 %; 4 - подсыпка; 5 - железобетонная плита; 6 - свободноподвижная опора; 7 - нефтепровод в теплоизоляции; 8 - полиэтиленовая мембрана; 9 - перекрывающие породы; 10 - ледяной массив

 

 

 

Рисунок 5 - Прокладка трубопровода в каналах или коллекторах:

1 - трубопровод; 2 - лежка-опора; 3 - теплоизоляционные плиты

megaobuchalka.ru

Схемы нефтепроводов

Последние новости

01.02.2010  Определены подрядчики для ВСТО-2

Подведены итоги тендера подрядных организаций для реализации проекта второй очереди нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан». Об этом сообщил официальный представитель «Транснефти» Игорь Демин. Победителями по четырем лотам стали компании «Стройтрансгаз», «Стройновация», «Межрегионтрубопроводстрой» и «Стройгазконсалтинг».подробнее...

Архив

Наши контакты

614064, г. Пермь, ул.Чкалова,9Е, а/я 44 Тел.: +7(342) 277-17-95, 249-87-77 Факс: +7(342) 249-72-03, 290-29-70

Схемы нефтепроводов

Схема нефтепродуктопроводов ОАО "АК "Транснефтепродукт""

Схемы нефтепродуктопроводов дочерних предприятий ОАО "АК "Транснефтепродукт"".
Схема магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть""

Труборез СМ-307

neftegazotruboprovod.ru