Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода 

В состав магистрального нефтепровода входят следующие комплексы со­оружений (рис. 3.1):

•    подводящие трубопроводы;

•    головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС);

•    промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);

•    конечный пункт (КП);

•    линейные сооружения.

Рисунок 3.1  Схема сооружений магистрального нефтепровода: 1 — промыслы; 2 — нефтесборный пункт; 3 — подводящие трубопроводы; 4 — головная нефте­перекачивающая станция; 5 — линейная задвижка; 6 — подводный переход; 7 — переход под железной дорогой; 8 — промежуточная нефтеперекачивающая станция; 9 — надземный переход через овраг (ручей); 10 — конечный пункт нефтепровода (нефтебаза); /1 — пункт налива нефти в железнодорожные цистерны; 12 — перевалка на водный транспорт; 13 — пункт сдачи нефти на

нефтеперерабатывающем заводе

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти (промысловый нефтесборный пункт) с головной нефтеперекачивающей станцией.

Головная нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. ГНПС располагает резервуарным парком, вмещающим 2...3-суточный запас производительности нефтепровода, подпорной насосной, узлом учет, нефти, магистральной насосной, узлом регулирования давления, площадкой с предохранительными устройствами для сброса избыточного давления при гидравлических ударах, фильтрами-грязеуловителями, а также технологическими трубопроводами.

Промежуточные нефтеперекачивающие станции предназначаются для поддержания необходимого давления в магистральном нефтепроводе в процессе перекачки. В отличие от ГНПС в их состав, как правило, не входят резервуарный парк, подпорная насосная и узел учета.

Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе выполняется на основании гидравлического расчета с учетом по ВОЗМОЖНОСТИ равномерной распределения давления на них. Среднее расстояние между станциями составляет:

•    для первой очереди 100...200 км;

•    для второй очереди 50... 100 км.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности должна предусматриваться организация эксплуатационных участков длиной 400...600 км каждый (рис. 3.2). На границах эксплуатационных участков располагаются нефтеперекачивающие станции, состав которых аналогичен ГНПС, но с резервуарным парком меньшей вместимости (0,3...0,5 суточной производительности нефтепровода Q_сут ) Эта емкость должна быть увеличена до 1,0...1,5 Q_сут в случае проведения на таких нефтеперекачивающих станциях приемосдаточных операций.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности должна пре усматриваться организация эксплуатационных участков длиной 400...600 км каждый (рис. 3.2). На границах эксплуатационных участков располагаются нефтеперекачивающие станции, состав которых аналогичен ГНИС, но с резервуарным парком меньшей вместимости (0,3...0,5 суточной производительности нефтепровода Q_СУТ). Эта емкость должна быть увеличена до 1,0...1,5 Q_сут в случае проведения на таких нефтеперекачивающих станциях приемосдаточных операций.

В завершение пути следования нефть поступает на конечный пункт. Здесь производится ее прием, учет, перевалка на другие виды транспорта или сдача потребителю. Резервуарный парк КИ должен иметь такую же вместимость, что и резервуарный парк ГНПС.

К    линейны.и сооружениям магистрального нефтепровода относятся:

•    трубопровод, который и зависимости от условий прокладки (геологичес­ких и климатических) прокладывается в подземном (в траншее), наземном (в насыпи) либо н надземном (на опорах) вариантах. Для магистральных нефтепроводов обычно применяются стальные сварные трубы диаметром до 1220 мм. Толщина стенки рассчитывается исходя из максимального давления, развиваемого нефтеперекачивающей станцией;

•    линейная запорная арматура, предназначенная для перекрытия участков нефтепровода при авариях и ремонте. В зависимости от рельефа местнос­ти интервал между линейными задвижками должен составлять 15...20 км;

•    переходы через естественные и искусственные препятствия:

подводные (выполняются в две нитки при ширине водной преграды н межень 75 м и более);

-     переходы через автомобильные и железные дороги, прокладываемые в защитных кожухах (футлярах);

-    надземные переходы через овраги, ущелья и т. п.;

•    узлы пуска и приема средств очистки и диагностики (СОД), предназначен­ные для очистки внутренней поверхности трубопровода в процессе экс­плуатации, а также для запуска и приема внутритрубных инспекционных снарядов. Они размещаются на расстоянии до 300 км друг от друга и. как правило, совмещаются с нефтеперекачивающими станциями. Устройства пуска и приема СОД должны предусматриваться также на лупингах и от­водах протяженностью более 3 км и резервных нитках подводных перехо­дов независимо от их протяженности. Технологические схемы устройств пуска и приема СОД должны обеспечивать различные варианты техно­логических операции в зависимости от расположения на нефтепроводе: пропуск, прием и пуск, только пуск или только прием, а также обеспечи­вать возможность осуществления перекачки без остановки ВПС в процес­се ОЧНС1КН или диагностики нефтепроводы;

•    станции противокоррозионной (катодной, дренажной) защиты трубопро­вода;

• линии связи и электропередачи. Линия связи имеет в основном диспетчерское назначение и является ответственным сооружением. Нарушение свя­зи приводит, как правило, к остановке перекачки. Линия электропередачи (ЛЭП) предназначена для питания вспомогательных систем и станций каскадной защиты (СКЗ);

•    вдольтрассовые дороги, аварийно-восстановительные пункты (АВН), дома линейных ремонтеров, вертолетные площадки.