Линейная часть магистрального нефтепровода реферат

Обновлено: 02.07.2024

В состав магистральных нефтепроводов (МН) входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие насосные станции, резервуарные парки. В состав линейных сооружений входят следующие элементы: трубопровод дальнего транспорта нефти с ответвлениями и лупингами: запорная арматура: переходы через естественные и искусственные препятствия; узлы подключения нефтеперекачивающих станций (НПС); узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств; установки электрохимической защиты от коррозии; линии электропередачи и линии связи; средства телемеханики и устройства дистанционного управления запорной арматурой: земляные амбары для аварийного выпуска нефти: пункты подогрева нефти; противопожарные средства; постоянные дороги и указатели ( рис. 5.2).

Собственно трубопровод представляет собой сваренные в непрерывную нитку трубы. Обычно верхнюю образующую магистральных трубопроводов (МТ) заглубляют в грунт на глубину 0,8 м, если иная глубина заложения не диктуется особыми условиями. При прокладке МН в районах с вечномерзлыми грунтами или через болота трубы укладываются на опоры или в искусственные насыпи. Для них применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300-1220 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением, которое может достигать 10 МПа. Помимо магистральных существуют промысловые, технологические и распределительные трубопроводы.

На пересечениях крупных рек трубопроводы утяжеляют грузами или бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной нитки перехода через реки укладывают резервную нитку того же диаметра.

В зависимости от рельефа трассы на трубопроводе с интервалом 10-30 км устанавливают задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются по трассе с интервалом 70-150 км и оборудуются центробежными насосами с электроприводом. Подача (расход) магистральных насосов может достигать 12500 . Головная НПС располагается вблизи нефтяного промысла и отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным трехсуточной пропускной способности МН. Если длина МН превышает 800 км. его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км. в пределах которых возможна независимая работа насосов. Промежуточные НПС, расположенные на границах эксплуатационных участков, имеют резервуарные парки объемом до 1,5-суточной пропускной способности МН.

На трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти, устанавливают тепловые станции с печами подогрева. Такие трубопроводы имеют теплоизоляционное покрытие.

Затраты на строительство линейной части достигают 80% от общего объема капитальных вложений. Чем больше диаметр труб, тем больше доля стоимости труб в общей стоимости линейной части. При диаметре нефтепровода 320 мм металловложение в проект составляет 60 т/км, при диаметре 1220 мм - 420 т/км. Например, при переходе от диаметра 720 мм на диаметр 1020 мм металловложение увеличивается в 1,8 раза. Поэтому трассы нефтепроводов большого диаметра стремятся максимально спрямить. С увеличением диаметра уменьшаются удельные затраты на перекачку нефти. Примерно 20% капитальных вложений приходится на нефтеперекачивающие станции.

С увеличением рабочего давления и диаметра труб возрастает толщина стенок. При повышении давления увеличивается стоимость единицы длины нефтепровода, однако удельные эксплуатационные затраты при этом уменьшаются. Например, при перекачке нефти со средней скоростью 1,5 м/с по трубам разного диаметра удельный расход энергии ( на 1000 ) составляет: диаметр 530 мм - 23,6; диаметр 720 мм - 14,8; диаметр 920 мм - 10,6.

В зависимости от прохождения трассы по равнинным участкам или через сложные естественные преграды стоимость сооружения линейной части может увеличиться в несколько раз. После определения оптимального направления трассы проводят выбор площадок для размещения НПС и уточняют на основании гидравлического расчета параметры нефтепровода.

МН подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:

Вы можете изучить и скачать доклад-презентацию на тему Линейная часть магистральных нефтепроводов. Презентация на заданную тему содержит 10 слайдов. Для просмотра воспользуйтесь проигрывателем, если материал оказался полезным для Вас - поделитесь им с друзьями с помощью социальных кнопок и добавьте наш сайт презентаций в закладки!

Определение ЛЧМН Линейная часть магистрального нефтепровода - совокупность участков нефтепровода, соединяющих нефтеперекачивающие станции между собой, либо с приемосдаточными пунктами, и сооружений, входящих в состав нефтепровода.

Состав ЛЧМН В состав ЛЧМН входят: трубопровод дальнего транспорта нефти с ответвлениями и лупингами: запорная арматура: переходы через естественные и искусственные препятствия; узлы подключения нефтеперекачивающих станций (НПС); узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств; установки электрохимической защиты от коррозии; линии электропередачи и линии связи; средства телемеханики и устройства дистанционного управления запорной арматурой: земляные амбары для аварийного выпуска нефти: пункты подогрева нефти; противопожарные средства; постоянные дороги и указатели

Основная информация Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются по трассе с интервалом 70-150 км и оборудуются центробежными насосами с электроприводом. Подача (расход) магистральных насосов может достигать 12500 кубических метров в час . Головная НПС располагается вблизи нефтяного промысла и отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным трехсуточной пропускной способности МН. Если длина МН превышает 800 км. его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км. в пределах которых возможна независимая работа насосов. Промежуточные НПС, расположенные на границах эксплуатационных участков, имеют резервуарные парки объемом до 1,5-суточной пропускной способности МН. На трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти, устанавливают тепловые станции с печами подогрева. Такие трубопроводы имеют теплоизоляционное покрытие.

Классификация МН по диаметру I класс - от 800 до1220 мм; II класс - от 500 до 800 мм включительно; III класс - от 300 мм до 500 мм включительно; IV класс - 300 мм и менее.

Категории опасности Выделяют 5 категорий опасности в зависимости от условий транспортировки : I, II, III, IV ,B. B,I-переходы через водные преграды B,II,III-переходы через болота I,III-переходы под авто и ж/д дорогами III-диаметр трубы более 700 мм IV-диаметр менее 700 мм

В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят:

1. Сам трубопровод от места выхода с установок подготовки нефти к дальнему транспорту до конечного пункта

В собственно трубопровод входят также запорная арматура, лупинги, переходаы через всевозможные препятствия — естественные (реки, овраги, ущелья) и искусственные (железные и автомобильные дороги), тепловые компенсаторы, предотвращающими опасные деформации трубопровода из-за теплового расширения, установки электрохимической защиты от коррозии, линии и сооружения технологической связи и средства телемеханики;

2. Линии электропередач, предназначенные для обслуживания нефтепровода; устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой;

3. Противопожарные средства;

4. Земляные амбары для аварийного выпуска нефти;

5. Здания и сооружения линейной службы эксплуатации.

6. Вдольтрассовые дороги и просеки с указательными и предупредительными знаками; вертолетные площадки;

Установка сигнальных железобетонных или деревянных знаков высотой 1,5-2 м от поверхности земли, указывающих, что в данном месте проходит нефтепровод, кто его владелец и кому в экстренном случае необходимо сообщить об аварии, обязательна для всех нефтепроводов. Знаки устанавливают в пределах видимости, но не реже, чем через 500 м.

Основной вид труб для нефтепроводов — это стальные трубы, рассчитанные, как правило, на давления до 64 атм., однако возможны трубы, рассчитанные на давления 75, 90 и 100 атм. Состав сталей, используемых для производства труб, определяется требованиями к максимально допустимому давлению, а производство труб — технико-экономической целесообразностью их применения. В основном — это углеродистые стали с содержанием углерода до 0,25%, или выше, до 0,6%, и легированные стали с добавками хрома, никеля, молибдена, вольфрама, ванадия, алюминия, титана, а также марганца и кремния.

Для магистральных нефтепроводов применяют стальные бесшовные трубы, электросварные прямошовные, спиралешовные из углеродистых сталей для труб с диаметром до 500 мм; из низколегированных сталей для труб с диаметром до 1020 мм и из низколегированных сталей с термомеханическим упрочнением для труб с диаметром до 1220 мм.

Обозначения мм или мм означает, что речь идет о нефтепроводах с внешним диаметром 820 или 1220 мм и толщинами стенки 10 и мм, соответственно.

Основной способ прокладки нефтепроводов — подземный, однако на нефтепроводе могут существовать также участки, идущие либо над землей (воздушные переходы), либо под или над водой (подводные и надводные переходы).