Нефтегазовое дело

ВВЕДЕНИЕ Россия обладает одним из крупнейших в мире потенциалов топливноэнергетических ресурсов: прогнозные запасы нефти оцениваются в 44 млрд т, газа – 127 трлн м3. Эти ресурсы распределены по территории нашей страны крайне неравномерно. Главной сырьевой базой России является Западная Сибирь. Значительны запасы нефти и газа в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и Урало-Поволжье. Перспективным районом нефтегазодобычи является Восточная Сибирь. В то же время основные потребители нефти и газа находятся в европейской части страны. Кроме того, Россия является крупным поставщиком энергоресурсов на мировые рынки. Это предопределяет необходимость транспортировки значительных объемов нефти, нефтепродуктов и газа на большие расстояния. По сравнению с другими видами транспорта трубопроводы обладают неоспоримыми достоинствами:  они могут быть проложены в любом направлении и на любое расстояние, независимо от ландшафта;  их работа практически не зависит от внешних условий (состояния погоды, времени года и суток);  они надежнее других видов транспорта энергоресурсов и в наибольшей степени автоматизированы;  доставка грузов осуществляется практически круглый год, без холостого пробега, характерного для цистерн и судов, при использовании других видов транспорта. Кроме того, трубопроводный транспорт является одним из дешевых видов транспорта и в то же время позволяет существенно разгрузить железнодорожный и водный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа остается на сегодняшний день важнейшей составляющей частью системы снабжения промышленности, энергетики, транспорта и населения топливом и сырьем. На территории РФ создана разветвленная сеть магистральных газопроводов, нефтепроводов и продуктопроводов. Протяженность магистральных трубопроводов (МТ) в России превысила 225 тыс. км, в том числе газопроводных магистралей – более 155 тыс. км, нефтепроводных – 50 тыс. км, нефтепродуктопроводных – 20 тыс. км. С помощью магистрального трубопроводного транспорта перемещается 100 % добываемого природного газа, 99 % добываемой нефти, более 50 % производимой продукции нефтепереработки. Степень надежности трубопроводов во многом определяет стабильность обеспечения регионов России важнейшими топливно-энергетическими ресурсами. Одним из путей решения проблемы повышения надежности газонефтепроводов является использование новых эффективных научно обоснованных технологий строительства и ремонта трубопроводных систем. Основной особенностью строительства и ремонта трубопроводов является разнообразие природно-климатических и гидрологических характеристик местности вдоль трассы, что требует значительного разнообразия конструктивных и технологических решений при прокладке и эксплуатации линейной части трубопроводов. В настоящее время построены и строятся новые трубопроводные магистрали, которые по своей технической сложности не имеют аналогов в мировой практике строительного проектирования. Магистральный газопровод «Россия – Турция» («Голубой поток») - 1 уникальное инженерное сооружение: построены 3 тоннеля диаметром 2,1 м, пройдено 32 оползневых участка, методом наклонно-направленного бурения сооружено более 6 км переходов через водные преграды, 392 км проложено по акватории Черного моря на глубинах до 2150 м. Одним из важных этапов дальнейшего развития сотрудничества в газовой области, безусловно, стала реализация проекта по освоению месторождений полуострова Ямал и сооружение газотранспортной системы «Ямал-Европа». Строительство нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО)», рассчитанного на перекачку 80 млн. т нефти в год, стало самым крупным трубопроводным коммерческим проектом начала XXI в. Таким образом, роль трубопроводного транспорта в развитии нашей страны чрезвычайно велика. 2 1. Классификация трубопроводов. Понятие магистрального трубопровода. Магистральный трубопровод (МТ) – это капитальное инженерное сооружение, рассчитанное на длительный срок эксплуатации и предназначенное для бесперебойной транспортировки на значительные расстояния природных и искусственных газов (в газообразном или сжиженном состоянии), нефти и нефтепродуктов от мест их добычи или переработки (начальная точка трубопровода) к местам потребления (конечная точка). В зависимости от вида транспортируемого продукта трубопровод называют также газопроводом, нефтепроводом, нефтепродуктопроводом, водопроводом и т.д. В настоящее время все вновь строящиеся, а также реконструируемые МТ и отводы от них условным диаметром до 1400 мм включительно с рабочим давлением 1,2 – 10 МПа должны проектироваться с учетом основных положений строительных норм и правил (СП 36.13330.2012 актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*). Эти нормы не распространяются на трубопроводы, прокладываемые в городах и населенных пунктах, в районах морских акваторий, на промыслах, а также на трубопроводы, предназначенные для транспортирования газа, нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов, оказывающих коррозионные воздействия на металл труб или охлажденных ниже (-40 0С). Магистральные нефтепроводы (МН) и нефтепродуктопроводы в зависимости от условного диаметра Dу подразделяются на 4 класса: Класс I 1000 мм < Dу ≤ 1200 мм Класс II 500 мм < Dу ≤ 1000 мм Класс III 300 мм < Dу ≤ 500 мм Класс IV Dу < 300 мм Магистральные газопроводы (МГ) в зависимости от рабочего давления P делятся на 2 класса: Класс I 2,5 МПа < P < 10,0 МПа Класс II 1,2 МПа < P < 2,5 МПа Чем выше класс трубопровода, тем большую опасность он представляет в случае разрушения, и тем будут большие расстояния от оси трубопровода до близлежащих населенных пунктов, промышленных предприятий, а также отдельных зданий и сооружений, определяемые СП 36.13330.2012 Разделение трассы МТ по категориям. МТ проходят по участкам с различным рельефом местности, с различными гидрогеологическими условиями, пересекают водные преграды, автомобильные (АД) и железные дороги (ЖД), электрические подземные кабели и воздушные высоковольтные линии электропередачи (ЛЭП), линии связи и т.д. Поэтому в зависимости от условий работы трубопровода, а также для безопасности расположенных вблизи трассы объектов согласно СП 36.13330.2012 (СНиП 2.05.06-85*) линейная часть (табл. 1.1) и отдельные участки МТ подразделяются на 5 категорий: В, I, II, III, IV. К каждой категории предъявляются определенные требования к прочности трубопровода, к контролю качества сварных соединений, предварительным гидравлическим испытаниям и типам изоляционного покрытия (табл. 1.1, табл. 1.2). 3 Таблица 1.1 Категории магистральных трубопроводов Категория трубопровода при прокладке Назначение трубопровода подземной Наземной и надземной Для транспортирования природного газа: а) диаметром < 1200 мм; IV III б) диаметром ≥ 1200 мм; III III в) в северной строительно-климатической зоне III III Для транспортирования нефти и нефтепродуктов: а) диаметром < 700 мм; IV III б) диаметром ≥ 700 мм; III III в) в северной строительно-климатической зоне III III Таблица 1.2 Требования, предъявляемые к участкам различных категорий магистральных трубопроводов Коэффициент условий Количество монтажных Величина давления работы трубопровода Категория сварных соединений, при испытании и при расчете его на трубопровода подлежащих контролю продолжительность прочность, устойчивость и его участка физическими методами, испытания и деформативность m % общего количества трубопровода B 0,60 I 0,75 Принимается по СП 86.13330.2014 II 0,75 (СНиП III-42-80*) III 0,90 IV 0,90 Примечание: при испытании трубопровода для линейной его части допускается повышение давления до величины, вызывающей напряжение в металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на толщину стенки. Классификация нефтепроводов. По своему назначению нефтепроводы подразделяются на 3 группы:  внутренние (технологические) – предназначенные для соединения различных объектов и установок на промыслах, нефтескладах и нефтеперекачивающих станциях (НПС);  местные – соединяющие промыслы с головными сооружениями МН, НПЗ с пунктами налива в ЖД цистерны или водный транспорт. Их протяженность может достигать нескольких десятков километров;  магистральные – предназначенные для транспортирования больших грузопотоков нефти на значительные расстояния (до нескольких тысяч километров). Характеризуются наличием нескольких НПС и относительной непрерывностью работы. Рабочее давление в МН обычно достигает 5 – 7,5 МПа. 4 Согласно нормам технологического проектирования к МН относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км, диаметром 219 мм и более, предназначенные для перекачки товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (перевалочных нефтебаз, НПЗ, пунктов налива и др.) 5 2. Существующие схемы прокладки трубопроводов. Основной составляющей МТ 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 МТ: подземная, полуподземная, наземная и надземная. Подземная схема укладки является наиболее распространенной (98% от общей протяженности) и предусматривает укладку трубопровода в грунт на глубину, превышающую диаметр труб (рис. 2.1). «+»: При подземной укладке достигается максимальная механизация работ всех видов, не загромождается территория и после окончания строительства используются пахотные земли, отсутствуют воздействие солнечной радиации и атмосферных осадков, трубопровод находится в стабильных температурных условиях. «-»: На участках с вечномерзлыми, скальными и болотистыми грунтами данная схема укладки является неэкономичной из-за высокой стоимости земляных работ. Кроме того, необходимость специальной балластировки (особенно газопровода) на участках с высоким стоянием грунтовых вод и надежного антикоррозионного покрытия от почвенной коррозии значительно удорожает стоимость строительства. Наземные схемы прокладки (рис. 2.2) преимущественно используются в сильно обводненных и заболоченных районах при высоком уровне грунтовых вод и очень малой 6 несущей способности верхнего слоя грунта, на солончаковых грунтах, при наличии подстилающих скальных пород, а также при пересечении с другими коммуникациями. 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 преимуществах данного типа укладки недостатком является слабая устойчивость грунта насыпи и необходимость устройства большого числа водопропускных сооружений. Надземная прокладка трубопроводов (рис. 2.3) 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 (рис. 2.4). «+»: При надземной прокладке сволится 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 суточных и сезонным колебаниям температуры, что требует принятия специальных мер (компенсаторы, теплоизоляция и т.д.). 7 8 9 В каналах и коллекторах прокладывают водоводы, теплопроводы, трубопроводы для перекачки высоковязких и застывающих нефтей, в том числе с путевым подогревом, а также трубопроводы в вечномерзлых грунтах. Для сокращения тепловых потерь стенки каналов изготавливают из теплоизоляционных материалов (рис. 2.5). 10 3. Состав предпроектных и проектных работ при строительстве трубопроводов. Создание объекта строительства (МТ) осуществляется в непрерывном инвестиционном процессе с момента возникновения идеи (замысла) до сдачи объекта в эксплуатацию. Неотъемлемой частью этого процесса являются проектные работы. Схема их организации приведена на рис. 3.1. Она предусматривает проведение предварительных исследований и проработок, а также две стадии проектных работ: предпроектную и проектную. 11 Началу проектных работ предшествуют предварительные исследования и проработки. В ходе них должны быть собраны сведения о ранее выполненных инженерных изысканиях и исследованиях, данные об осложнениях, наблюдавшихся в районе строительства трубопровода (природные и техногенные аварийные ситуации). Предпроектная стадия реализуется в 2 этапа. Целью первого из них является подготовка декларации о намерениях (ДОН), второго – обоснование инвестиций (ОИ). Первый этап предпроектной стадии предусматривает проведение техникоэкономических расчетов, в ходе которых формулируется замысел проекта, обосновывается его актуальность, анализируются исходные данные, осуществляется повариантная проработка, определяются основные технические решения и стоимость строительства по аналогам и укрупненным показателям. Результатом работ на этом этапе является декларация о намерениях (ДОН), в которой приводятся следующие сведения:  наименования инвестора и заказчика;  наименование трубопровода, его производительность;  предполагаемые сроки строительства и ввода в эксплуатацию;  намечаемая трасса трубопровода (по материалам изучения топографических карт);  местоположение начального и конечного пунктов трубопровода;  предполагаемое местоположение промежуточных перекачивающих станций и наливных пунктов;  ориентировочная потребность в земельных, водных и энергетических ресурсах;  ориентировочная потребность в трубах и других материалах для строительства;  примерная численность рабочих и служащих;  возможное влияние проектируемого трубопровода на окружающую среду;  ориентировочная стоимость строительства, источники финансирования. ДОН подлежит представлению в региональные органы государственной исполнительной власти и надзора для согласования. В случае положительного рассмотрения ДОН и согласования маршрута прохождения трассы МТ по регионам заказчик принимает решение о переходе ко второму этапу предпроектной стадии, предусматривающему обоснование инвестиций для более детального изучения всех условий реализации проекта. Цель ОИ – определение объема инвестиций и целесообразности осуществления проекта. В рамках данного этапа выполняется:  принятие основных решений по трубопроводу, включая его производительность и перспективную потребность, исходя из наличия сырьевой базы, а также основных технологических и строительных решений;  определение потребности в необходимых ресурсах для строительства и источников их получения;  анализ вариантов трасс трубопровода с обоснованием выбранной трассы и краткая ее характеристика;  установление сроков и очередности строительства, его организации;  определение потребности в трудовых ресурсах;  определение стоимости строительства (по аналогам и укрупненным показателям);  оценка эффективности инвестиций и уточнение возможных источников их финансирования. 12 На втором этапе предпроектной стадии разрабатывается раздел проекта «Оценка воздействия на окружающую среду» (ОВОС). Цель ОВОС – определить возможные экологические и связанные с ними другие последствия реализации проекта при различных вариантах размещения и функционирования объекта, а также затраты на обеспечение экологической безопасности прилегающей к объекту территории. ОИ рассматривается и утверждается на техническом совете заказчика после того как ОВОС проходит общественные слушания в регионах. Затем ОИ передается на государственную экспертизу. Экспертизу ОИ проводят местные органы исполнительной власти и органы охраны окружающей среды, общественные организации, Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору, Главэкспертиза России. ОИ согласовывается также с землевладельцами, землепользователями, арендаторами. На основании материалов обоснования инвестиций и предварительно согласованного с органами исполнительной власти места расположения трассы производится оформление акта выбора земельных участков трассы и площадок перекачивающих станций под строительство. Необходимо отметить, что работа по обоснованию инвестиций выполняется, в основном, на основании изучения топографических карт, а также карт-схем природных компонентов (почвенных, геоботанических, геологических, животного мира и др.). Полевые технические изыскания производятся при этом в минимальном объеме при прохождении трассы нефтепровода в особо сложных условиях. На третьем этапе проектных работ (проектная стадия) осуществляется разработка ТЭО – технико-экономического обоснования (проекта) строительства трубопровода. ТЭО является основным проектным документом на строительство трубопровода. Оно выполняется на основе одобренных обоснований инвестиций в строительство, при наличии утвержденного решения о предварительном согласовании места размещения объекта и материалов инженерных изысканий, собранных на предварительном этапе. Если этих материалов недостаточно, то в ходе разработки проектной документации должен быть выполнен комплекс топографических, инженерно-геологических и гидрогеологических изысканий, а также охранных археологических исследований в зоне строительства трубопровода. Данные работы должны выполняться специализированными подразделениями проектировщика и другими организациями. Проектная документация разрабатывается преимущественно на конкурсной основе, в том числе через торги подряда (тендер). Следует иметь в виду, что двойное обозначение стадии (ТЭО и проект), единой по составу и содержанию, принято в целях преемственности действующей законодательной и нормативной базы и совместимости с терминологией, применяемой в зарубежной практике. В ТЭО (проекте) детализируются решения, принятые в обоснованиях, и уточняются основные технико-экономические показатели. Детализация решений по трассе трубопровода и площадкам перекачивающих станций выполняется, в основном, с использованием данных технических изысканий. При этом уточняются:  протяженность трассы трубопровода и ее плановое положение; 13  продольный профиль трассы, позволяющий установить окончательное местоположение промежуточных перекачивающих станций;  створы подводных переходов, переходов железных и автомобильных дорог, их техническая характеристика;  геологические свойства грунтов;  ведомость угодий, пересекаемых трассой трубопровода, а также другие данные, позволяющие уточнить решения, заложенные в обоснованиях. Состав работ ТЭО (проекта) аналогичен перечню, приведенному выше в обосновании инвестиций. При разработке ТЭО (проекта) помимо детализации технических решений, заложенных в обоснованиях, особое внимание уделяется вопросам:  обеспечения надежности и экологической безопасности объекта;  определения затрат на строительство объектов трубопровода и объектов социального и культурно-бытового назначения;  определения показателей эффективности инвестиций в строительство трубопровода. В процессе разработки ТЭО (проекта) производятся согласования уточненных по материалам изысканий земельных участков под строительство объектов МТ. ТЭО рассматривается и утверждается на техническом совете заказчика, а затем проходит государственную экспертизу. После утверждения и одобрения Государственной экспертизой ТЭО (проекта) разрабатывается тендерная документация, на основе которой участники торгов готовят свои предложения, после чего на конкурсной основе определяется подрядчик строительства трубопровода и начинается разработка рабочей документации (РД) для строительства – рабочих чертежей, спецификаций материалов и оборудования, смет. Рабочая документация разрабатывается по согласованному с заказчиком графику с учетом установленной утвержденным проектом очередности строительства. На основе утвержденной проектной документации производится изыскание земель под строительство трубопровода (для постоянного и временного пользования). Для технически несложных объектов МТ, строящихся по типовым или унифицированным проектам на основе утвержденных (одобренных) обоснований инвестиций в строительство, может разрабатываться рабочий проект в составе утвержденной части и рабочей документации. Стадийность исполнения проекта устанавливается заказчиком в задании на проектирование. 14 4. Выбор трассы для прокладки трубопровода. В задании на проектирование, как правило, указываются только начальная и конечная точки трубопровода. А между ними может быть проложено сколь угодно много трасс. Задачей проектирования является выбор наиболее оптимальной из них. В общем случае в качестве критерия оптимальности при решении данной задачи могут быть использованы:  минимум металловложений (кратчайшая трасса);  минимум трудовых затрат при строительстве трубопровода (прохождение трассы по участкам местности, где прокладка требует меньших трудовых затрат);  минимальный срок строительства (сооружение нового трубопровода вдоль действующих, где уже есть ряд вспомогательных объектов – линии связи, вдольтрассовые дороги, системы водоснабжения, канализации, энергоснабжения и т.д.);  минимум затрат на строительство и последующую эксплуатацию магистрального трубопровода. Последний критерий является наиболее универсальным и применяется чаще других. Задача выбора трассы МТ в общем виде формулируется следующим образом: на местности рассматривается некоторая область G, включающая начальную и конченую точки A и B, которые должны быть соединены трубопроводом (рис. 4.1). На первый взгляд, наилучшей трассой для трубопровода является прямая, проведенная между данными точками, поскольку металлозатраты при этом минимальны. Однако может оказаться, что именно на этом направлении сосредоточено большое количество естественных и искусственных препятствий, преодоление которых потребует значительных затрат. Необходимо выбрать такую трассу трубопровода, при которой общие затраты на его строительство будут наименьшими. Рис. 4.1. Область поиска трассы трубопровода 15 Перед поиском оптимальной трассы целесообразно ограничить область ее поиска, чтобы уменьшить объем исходной информации. Но при этом область поиска должна быть такой, чтобы в ней обязательно находилась лучшая трасса, а за ее пределами любая трасса была заведомо худшей. Опыт проектирования и строительства трубопроводов показывает, что действительная длина МТ, как правило, больше длины прямой, соединяющей начальную и конечную точки трассы. Это объясняется тем, что на пути трубопровода встречаются различные препятствия, которые при возможности целесообразно обойти. Отклонение от прямой будет тем значительней, чем больше встречается препятствий и чем выше стоимость их преодоления. Отклонение характеризуется коэффициентом развития линии трубопровода (коэффициент развития трассы): р ф/ , где ф - фактическая длина трубопровода; – расстояние между начальной и конечной точками A и B на геодезической прямой. По статистическим данным величина коэффициента развития линии трубопровода (коэффициента развития трассы) равна:  для равнинной местности р 1,05;  для среднепересеченной болотистой местности р 1,03 … 1,24;  для сильнопересеченной местности с большим числом естественных и искусственных препятствий р 1,16 … 1,4. Сведения о величинах коэффициентов развития трассы некоторых трубопроводов приведены в табл. 4.1. Таблица 4.1 Величины р , наблюдавшиеся на практике Трубопровод Средняя Азия - Центр Длина, км по геодезичефактическая ской прямой 1975 2032 р 1,05 Усть-Балык – Омск 870 1020 1,17 Альметьевск – Горький Шкапово – Магнитогорск 532 330 580 380 1,09 1,15 Уфа – Омск 1250 1330 1,06 Характеристика местности Равнинная Равнинная Болотистая Равнинная Гористая Равниннохолмистая Недостатком метода выбора величины р по аналогии является то, что абсолютно одинаковых условий прокладки трубопроводов не бывает. Профессор П. П. Бородавкин предложил вычислять р по формуле: р ср / н , где ср – приведенные затраты на 1 км трубопровода по геодезической прямой между начальной и конечной точками с учетом переходов через препятствия; н - приведенные затраты на 1 км трубопровода по геодезической прямой между начальной и конечной точками без затрат на переходы через естественные и искусственные препятствия. Данный метод нахождения р позволяет учесть реальные условия прокладки именно проектируемого трубопровода. 16 Если задан коэффициентов развития трассы р , то ее предельно возможную длину можно найти как р ∙ . Таким образом, вводится жесткое ограничение на положение границы области прокладки ф . Все другие возможные трассы, удовлетворяющие этому условию, должны быть заключены внутри кривой, каждая точка которой удалена от начального и конечного пункта . Такой кривой с точки зрения геотрубопровода, на расстояния, дающие в сумме метрии является эллипс с текущими координатами E, K, M, N, O и фокусами в точках A и B, малая ось которого в принятых обозначениях равна: ∙ р 1. Из теоретически определенной области поиска сразу же исключаются заведомо нецелесообразные зоны: области, находящиеся за начальной и конечной точками трассы, территории городов, поселков, заповедников, карьеров и т. п. На рис. 4.1 они заштрихованы. 17      5. Объекты и сооружения магистральных нефтепроводов (МН). В состав МН входят следующие комплексы сооружений (рис. 5.1): подводящие трубопроводы; головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС); промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС); конечный пункт (КП); линейные сооружения. Подводящие трубопроводы связывают источники нефти (промысловый нефтесборный пункт) с ГНПС. ГНПС МН обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод, ГНПС располагает резервуарным парком (РП), вмещающим 2…3-суточный запас производительности нефтепровода Qсут, подпорной насосной, узлом учета нефти, магистральной насосной, узлом регулирования давления, площадкой с предохранительными устройствами для сброса избыточного давления при гидравлических ударах, фильтрамигрязеуловителями, а также технологическими трубопроводами. Промежуточные НПС предназначаются для поддержания необходимого давления в МН в процессе перекачки. В отличие от ГНПС в их состав, как правило, не входят РП, подпорная насосная и узел учета нефти. Расстановка НПС по трассе выполняется на основании гидравлического расчета с учетом по возможности равномерного распределения давления на них. Среднее расстояние между станциями составляет (150 км): На МН большой протяженности должна предусматриваться организация эксплуатационных участков (ЭУ) длиной 400…600 км каждый (рис. 5.2). На границах ЭУ располагаются НПС, состав которых аналогичен ГНПС, но с РП меньшей вместимости (0,3…0,5 суточной производительности нефтепровода Qсут). Эта емкость должна быть увеличена до 1,0…1,5 Qсут в случае проведения на таких НПС приемо-сдаточных операций. 18 В завершение пути следования нефть поступает на конечный пункт. Здесь производится ее прием, учет, перевалка на другие виды транспорта или сдача потребителю. РП КП должен иметь такую же вместимость, что и РП ГНПС. К линейным сооружениям МН относятся:  трубопровод, который в зависимости от условий прокладки (геологических и климатических) прокладывается в подземном (в траншее), наземном (в насыпи) либо в надземном (на опорах) вариантах. Для МН обычно применяются стальные сварные трубы диаметром до 1220 мм (ГОСТ Р 52079-2003. «Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»). Толщина стенки рассчитывается исходя из максимального давления, развиваемого НПС;  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 2 нитки при ширине водной преграды в межень 75 м и более); - переходы через автомобильные (АД) и железные дороги (ЖД), прокладываемые в защитных кожухах (футлярах); - надземные переходы через овраги, ущелья и т.п.;  узлы пуска и приема средств очистки и диагностики (УППСОД), предназначенные для очистки внутренней поверхности трубопровода в процессе эксплуатации, а также для запуска и приема внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС). Они размещаются на расстоянии до 300 км друг от друга и, как правило, совмещаются с НПС. УППСОД должны предусматриваться также на лупингах и отводах протяженностью более 3 км и резервных нитках подводных переходов независимо от их протяженности. Технологические схемы УППСОД должны обеспечивать различные варианты технологических операций в зависимости от расположения на нефтепроводе: пропуск, прием и пуск, только пуск или только прием, а также обеспечивать возможность осуществления перекачки без остановки НПС в процессе очистки или диагностики нефтепровода;  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 катодной защиты (СКЗ); 19  вдольтрассовые дороги, аварийно-восстановительные пункты (АВП), дома линейных обходчиков (ремонтников), вертолетные площадки. 20 6. Нефтеперекачивающие станции (НПС). Оборудование НПС. Нефтеперекачивающая станция (НПС) – капитальное инженерное сооружение, предназначенное для приема нефти и закачку ее в трубопровод. ГНПС МН обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод, ГНПС располагает резервуарным парком (РП), вмещающим 2…3-суточный запас производительности нефтепровода Qсут, подпорной насосной, узлом учета нефти, магистральной насосной, узлом регулирования давления, площадкой с предохранительными устройствами для сброса избыточного давления при гидравлических ударах, фильтрамигрязеуловителями, а также технологическими трубопроводами. Промежуточные НПС предназначаются для поддержания необходимого давления в МН в процессе перекачки. В отличие от ГНПС в их состав, как правило, не входят РП, подпорная насосная и узел учета нефти. Основное и вспомогательное оборудование НПС Оборудование НПС условно разделяется на основное и вспомогательное. К основному оборудованию относятся насосы и их привод, а к вспомогательному – оборудование, необходимое для нормальной эксплуатации основного: системы энергоснабжения, смазки, отопления, вентиляции и т. д. Главное технологическое оборудование насосных станций – насосные агрегаты. Они обеспечивают выполнение главной функции насосной станции – транспортировку нефти или нефтепродукта по МТ. Насосный агрегат состоит из центробежного насоса и привода, соединенных между собой с помощью зубчатых муфт. Насосы МН должны отвечать следующим требованиям:  большие подачи при сравнительно высоких напорах;  долговременность и надежность непрерывной работы;  простота конструкции и технологического обслуживания;  компактность;  экономичность. Такими качествами обладают центробежные насосы. Другие типы насосов для перекачки нефти по МТ в настоящее время не применяются. Вспомогательное оборудование можно условно разделить на 2 группы:  оборудование, непосредственно связанное с работой основных насосных агрегатов;  оборудование объектов обслуживания. К вспомогательному оборудованию 1-ой группы относятся системы смазки узлов, системы уплотнения и охлаждения, а также система сбора и откачки утечек. К вспомогательному оборудованию 2-ой группы относится оборудование системы водоснабжения, канализации, энергоснабжения, связи и телемеханики. Система смазки узлов насосного агрегата предназначена для принудительной (под давлением) смазки узлов подшипников магистральных насосов и привода (электродвигателей). Подача масла по трубопроводам системы к подшипникам насосного агрегата и электродвигателя осуществляется шестеренными насосами, обеспечивающими подачу от 1,1 до 38 м3/ч масла при давлении до 0,28-0,42 МПа. Принципиальная схема системы смазки узлов насосного агрегата приведена на рис. 6.1. Шестеренный насос 5 забирает масло из бака 4 и подает его в первое отделение расходного бака 1, имеющего два отделения. Из первого отделения исходного бака 7 с помощью основного шестеренного насоса 1 масло подается под избыточным давлением через фильтры 9 и маслоохладитель радиа21 торного типа 6 к подшипниковым узлам магистрального насоса 2 и электродвигателя 3. Пройдя через подшипники, отработанное, загрязненное масло с повышенной температурой поступает во второе отделение расходного бака 7. Из расходного бака 7 с помощью шестеренного насоса 8 отработанное масло подают в сборную емкость 4. Принципиальная схема системы охлаждения насосного агрегата приведена на рис 6.2. Система охлаждения – оборотная и предназначена для охлаждения уплотнений и подшипников насоса, промежуточного вала 2 и электродвигателей, масла в маслоохладителе 3. Охлаждение осуществляют циркулирующей водой. Для охлаждения нагретой воды в системе охлаждения используют градирни. Охлажденная вода забирается из градирни 7 с помощью водяных центробежных насосов 8 и подается в нагнетательную линию 5. Из нагнетательной линии холодная вода поступает в маслоохладитель 3, в подшипниковые узлы насоса 1 , промежуточного вала 2 и электродвигателя 4. Пройдя через охлаждаемые элементы оборудования, нагретая вода поступает в сборную линию 6 и затем в градирню 7. Таков замкнутый цикл системы охлаждения. В качестве водяных насосов в системе охлаждения применяют консольные одноступенчатые центробежные насосы с подачей от 6 до 288 м3/ч при напоре до 55 м. 22 Следует отметить, что на новых насосных станциях оборотная система охлаждения заменяется на воздушную систему, где в качестве охлаждающего реагента применяют воздух. Для охлаждения воздуха используют аппараты воздушного охлаждения (АВО). Применение воздушного охлаждения значительно упрощает систему охлаждения, делает ее менее громоздкой, так как отпадает необходимость в установке градирни и водяных насосов. При этом не требуется большого количества воды, что особенно важно для безводных и пустынных районов, например, Казахстана и Средней Азии. Кроме того, создаются лучшие условия для поставки блочного оборудования (например, компактные АВО вместо громоздкой градирни). Система сбора и откачки утечек нефти или нефтепродукта предназначена для сбора излишков нефти или нефтепродукта, образующихся при внезапном повышении давления в МТ выше допустимого по прочности торцевого уплотнения, а также для сбора малых утечек через торцевые уплотнения. Сборник нефти или нефтепродукта представляет собой систему труб диаметром 1220 мм, соединенных между собой коллекторами. Эту систему труб укладывают горизонтально на сборные железобетонные опоры. Причем одна из крайних опор должна быть подвижной (на катках) для компенсации температурных деформаций труб. Сборник малых утечек нефти, нефтепродуктов и нефтесодержащих остатков предназначен для сбора утечек через торцевые уплотнения магистральных насосов. Этот сборник представляет собой блок, состоящий из двух труб диаметром 1220 мм, соединенных специальными патрубками. Для откачки собранной нефти или нефтепродукта в состав сборника утечек входят 2 блока погружных центробежных насосов. Каждый такой блок состоит из отрезка трубы диаметром 1220 мм, внутри которого и размещают центробежный насос. Блок сборника утечек нефти и нефтепродукта заглубляют в грунт (траншею) и устанавливают на песчаную подушку. Масса блока сборника – 12 т. 23 Кроме указанных систем вспомогательного оборудования на насосных станциях применяют блочное оборудование для очистки поступающей нефти от механических примесей, грязи в виде блока фильтров-грязеуловителей. Блок фильтров-грязеуловителей состоит из 3 фильтров и задвижек. Каждый фильтр – труба диаметром до 1220 мм и длиной около 5 м с входным и выходным патрубками, с приваренными днищами и трубной обвязкой. Внутри кожуха-трубы расположено фильтрующее устройство. Блок фильтровгрязеуловителей устанавливают на сборном железобетонном фундаменте. Насосные станции подключают к МН или нефтепродуктопроводу через специальные узлы подключения. Наиболее проста схема подключения головной насосной станции, где имеется только камера пуска скребков. Схема подключения промежуточной насосной станции к МТ более сложна по конструктивной схеме, так как включает камеры пуска и приема скребков или разделителей. 24 7. Силовое оборудование нефтеперекачивающих станций (НПС). Главное технологическое оборудование насосных станций – насосные агрегаты, обеспечивающие выполнение главной функции насосной станции – транспортировку нефти или нефтепродукта по МТ. Насосный агрегат состоит из центробежного насоса и привода, соединенных между собой с помощью зубчатых муфт. Насосы МН должны отвечать следующим требованиям:  большие подачи при сравнительно высоких напорах;  долговременность и надежность непрерывной работы;  простота конструкции и технологического обслуживания;  компактность;  экономичность. Такими качествами обладают центробежные насосы. Другие типы насосов для перекачки нефти по МТ в настоящее время не применяются. Для нормальных условий эксплуатации магистральных центробежных насосов абсолютное давление перекачиваемой жидкости на входе должно превышать давление насыщенных паров. При нарушении этого условия начинается кавитация. Кавитация – это явление образования в жидкости пузырьков пара или газа, что приводит к резкому ухудшению параметров работы насоса или даже полному срыву его работы. Кроме того, попадая впоследствии в зону более высоких давлений, пузырьки схлопываются, что приводит к интенсивной эрозии (мех. разрушению) лопаток рабочего колеса. Поэтому для надежной и безотказной работы магистральных центробежных насосов требуется обеспечение необходимого подпора, который обычно создается вспомогательными подпорными насосами (на ГНПС), либо за счет напора, передаваемого от предыдущих НПС. Подпорные насосы должны иметь хорошую всасывающую способность, которая достигается благодаря сравнительно низкой частоте вращения вала и применению специальных предвключенных колес. Устанавливают подпорные насосы как можно ближе к РП. Чтобы обеспечить заполнение насосов нефтью и уменьшить потери напора во всасывающей линии, подпорные насосы часто заглубляют. Для перекачки нефти по МН разработан ряд нефтяных центробежных насосов серии НМ (нефтяной магистральный), отвечающих следующим требованиям:  температура перекачки от (-5) до 80 0С;  вязкость перекачиваемой жидкости до 3∙10-4 м2/c;  содержание механических примесей до 0,06 %. Диапазон номинальной подачи магистральных насосов серии НМ составляет 125…10 000 м3/ч. Насосы с подачей до 1 250 м3/ч являются секционными (многоступенчатыми) с рабочими колесами одностороннего входа. Насосы с подачей 1 250 м3/ч включительно и выше – одноступенчатые спирального типа с двухсторонним подводом жидкости к рабочему колесу. Насосы секционного тип имеют низкое значение допустимого кавитационного запаса, что иногда позволяет исключить применение подпорных насосов (когда достаточный подпор создается за счет уровня заполнения резервуаров, из которых ведется откачка). Для магистральных насосов с подачей 2 500 м3/ч и более разработаны сменные роторы с производительностью 0,5; 0,7 и 1,25 от номинальной Qн . Насос НМ 1250-260 имеет сменный ротор на подачу 0,7 и 1,25 Qн . Все насосы нормального ряда НМ выпускаются в горизонтальном исполнении и имеют единую частоту вращения 3000 об/мин. 25 В качестве подпорных насосов нормального ряда применяют насосы серии НМП (нефтяной магистральный подпорный) и серии НПВ (нефтяной подпорный вертикальный). Для вновь проектируемых МН предпочтительней использовать вертикальные подпорные насосы. Как правило, магистральные насосные агрегаты соединяют последовательно по схеме – 2-3 рабочих насоса плюс один резервный. Выбор схемы соединения подпорных насосов зависит от их номинальной подачи. Если она соответствует подаче магистральных насосов, то устанавливают один рабочий подпорный насос и один резервный. Если же подача магистральных насосов не обеспечивается подачей одного подпорного насоса, то применяют параллельное соединение двух рабочих подпорных насосов плюс один резервный. В этом случае номинальная подача подпорных насосов должна быть примерно в два раза меньше, чем магистральных. Суммарная подача работающих подпорных насосов должна соответствовать подаче магистрального насоса. В качестве привода для магистральных и подпорных насосов широкое распространение получили асинхронные и синхронные электродвигатели. В зависимости от исполнения электродвигателей они устанавливаются либо в одном зале с насосами (взрывозащищенное исполнение), либо в помещении, отделенном от насосного зала противопожарной стеной. 26 8. Рабочие характеристики насосных агрегатов и станций. Характеристикой центробежного насоса называется графическое изображение зависимости развиваемого напора H , потребляемой мощности N, коэффициента полезного действия (КПД) η и допустимого кавитационного запаса ∆ от подачи Q (рис. 8.1). С увеличение подачи напор насоса плавно уменьшается, потребляемая мощность и допустимый кавитационный запас возрастают, а КПД сначала увеличивается, достигает максимума, а затем убывает. Напор и подача насоса, соответствующие его максимальному КПД (ηmax), называются номинальными и обозначаются соответственно HН и QН (НМ 1250-260 - пример). Центробежные насосы должны эксплуатироваться при высоких КПД (рабочая часть характеристики). Для магистральных и подпорных насосов, применяемых в трубопроводном транспорте, принято считать, что рабочей части соответствует интервал подач 0,8∙ QН ≤ Q ≤ 1,2∙ QН . Характеристикой НПС принято называть зависимость суммарного напора всех работающих на НПС насосов от подачи. Чтобы построить суммарную напорную характеристику нескольких параллельно работающих насосов, необходимо сложить их подачи при одинаковом напоре (рис. 8.2). При последовательном соединении производится сложение напоров насосов, соответствующих одинаковым подачам (рис. 8.3). 27 Напорная характеристика центробежного насоса может быть описана уравнением параболы: , (8.1) где a и b – коэффициенты, определяемые по заводской характеристике насоса, снятой на воде при заданном числе оборотов привода. При параллельном соединении p однотипных насосов их суммарная напорная характеристика имеет вид: . 8.2 При последовательном соединении s однотипных насосов аналитическая зависимость суммарной напорной характеристики может быть представлена в виде: 28 . 8.3 Таким образом, напорная характеристика НПС также может быть описана уравнением параболы: , 8.4 где A и B – коэффициенты, величина которых зависит от типа, количества и схемы включения насосов. При параллельном соединении p однотипных насосов и / , а при последовательном соединении s однотипных насосов и . Если соединяемые насосы разнотипны, то коэффициенты для их суммарной характеристики при последовательном соединении можно определить по формулам: ; . 8.5 29 9. Регулирование режимов работы НПС. Существующие методы регулирования работы НПС подразделяются на методы плавного и ступенчатого регулирования. К теоретически возможным методам плавного регулирования относятся: байпасирование (перепуск), дросселирование, изменение числа оборотов ротора насосов. К методам ступенчатого регулирования относят: изменение числа работающих насосов НПС, изменение схемы соединения насосов на НПС, изменение числа ступеней у многоступенчатых насосов, замена роторов (рабочих колес) насосов, изменение диаметра рабочего колеса насосов. Методы плавного регулирования. Метод байпасирования (перепуск) состоит в перепуске части жидкости с выхода насоса вновь на его вход (рис. 9.1а). При этом происходит изменение характеристики трубопроводной системы, на которую работает насос и изменяется местоположение рабочей точки НПС. Это влечет за собой изменение режима работы нефтепровода. Рассмотрим данный случай подробнее. Допустим, в начальный момент НПС 1 работала без перепуска на нефтепровод 2 (рис. 9.1б). Рабочая точка системы занимает положение M, производительность нефтепровода равна Q0 . Откроем задвижку на перепускном трубопроводе 3. Жидкость теперь движется не только по одному нефтепроводу 2, но и по перепускному трубопроводу 3. С гидравлической точки зрения это означает появление в системе дополнительного элемента - трубопровода 3. Теперь для нахождения рабочей точки системы необходимо первоначально найти суммарную H-Q характеристику трубопроводов 2 и 3. Эти трубопроводы согласно рис. 9.1 соединены между собой параллельно. Поэтому для нахождения их суммарной характеристики следует сложить 2 и 3 путем сложения их абсцисс (Q) при одинаковых ординатах (H). В итоге получается кривая (2+3). Рабочей точкой системы при работе НПС с перепуском будет точка MП. 30 Как видно, при работе с перепуском производительность НПС возрастает с Q0 до QП . Посмотрим какое количество жидкости при этом будет поступать в нефтепровод 2. Нефтепровод 2 расположен на выходе НПС и находится под напором станции, равным согласно MП величине НП . При напоре НП нефтепровод 2 будет пропускать через себя, если следовать его H-Q характеристике, производительность Q2, меньшую первоначальной Q0,существовавшей при перекачке без перепуска. Таким образом, при перекачке с перепуском производительность нефтепровода всегда только снижается. Данный метод регулирования является неэкономичным, т.к. при его осуществлении производительность нефтепровода снижается, а производительность НПС, напротив, возрастает. Это вызывает перерасход энергии на единицу транспортируемой нефти. Регулирование режима работы НПС дросселированием состоит в создании потоку искусственного сопротивления в виде сужения площади поперечного сечения потока в каком-либо его месте (сечении). Реализуется данный метод на узлах регулирования НПС с помощью управляемых со щита станции и автоматикой регуляторов давления или регулирующих заслонок. Суть данного метода показана на рис 9.2. При полностью открытом дроссельном органе D (заслонке, регуляторе и т.д.) рабочей точкой системы является точка М, производительность системы (нефтепровода) равна Q0, гидропотери в ней Н0. Если дроссельный орган D прикрыть, то его сопротивление увеличится, и к потерям напора в нефтепроводе, отображенном на рис. 9.2б кривой 2, прибавятся потери напора в дроссельном органе. Общие потери напора в системе возрастут, им будет соот- 31 ветствовать кривая 2’. Рабочая точка системы и НПС переместится в положение Mд , производительность нефтепровода снизится до Qд . Интересно проследить, как изменяется напор НПС при дросселировании. Согласно рис 9.2б напор, развиваемый станцией при дросселировании, увеличивается до Нд , потери же напора в нефтепроводе, напротив уменьшаются. При производительности Qд они в соответствии с H-Q характеристикой собственно нефтепровода 2 (без учета дроссельного органа) составляют Н’д . Напор, соответствующий разности Нд - Н’д , развивается НПС не производительно, т.к. теряется на дроссельном органе. Таким образом, при дросселировании производительность нефтепровода всегда только уменьшается. Данный метод регулирования также неэкономичен, т.к. НПС непроизводительно развивает излишний напор, что делает дороже транспорт нефти в связи с перерасходом энергии. Изменение числа оборотов ротора насосов. При регулировании режима работы НПС данным методом происходит изменение H-Q характеристики насосов, как это показано на рис. 9.3. С увеличением числа оборотов характеристика смещается вправо и вверх в соответствии с зависимостями законов подобия для лопаточных насосов: ∙ ; ∙ , и – напор и подача насоса при частоте вращения вала, равном где напор и подача насоса при частоте вращения вала, равном . 9.1 ; и - Как видно из рисунка, при данном методе регулирования насос развивает напор и подачу, строго соответствующие сопротивлению и пропускной способности нефтепрово- 32 да. Поэтому при данном методе не наблюдается излишний расход энергии. Это самый экономичный метод регулирования. Из всех рассмотренных методов плавного регулирования на НПС практически используется только метод дросселирования. Перепуск не находит применения потому, что он менее экономичен, чем дросселирование. Регулирование изменением частоты вращения роторов насосов не используется в связи с отсутствием мощных электродвигателей с регулируемой частотой вращения роторов (за исключением частотного регулирования). Также применяется метод регулирования режима работы НПС изменением частоты вращения роторов насосов за счет применения приводов частотного регулирования. Методы ступенчатого регулирования. Методы ступенчатого регулирования имеют в своем большинстве один общий недостаток – режим работы НПС и нефтепровода при их осуществлении изменяется ступенчато, что не всегда отвечает необходимой степени изменения режима работы и часто требует подрегулирования с помощью неэкономичного метода дросселирования. Поэтому экономичные в своей основе методы ступенчатого регулирования не всегда обеспечивают транспорту нефти минимально возможные энергозатраты. Исключение из рассматриваемых методов составляет метод регулирования изменением диаметра рабочего колеса. Диаметры рабочих колес центробежных насосов НМ, НПВ и НМП могут быть изменены обточкой колес на станке. Обточка в пределах 10 % практически не приводит к снижению КПД насосов, H-Q характеристика же насоса при этом изменяется подобно тому, как это происходит при изменении числа оборотов ротора насоса (см. рис. 8.3, 8.4): Д Д ∙ ; ∙ , 9.2 Д Д где и – напор и подача насоса при диаметре рабочего колеса, равном Д ; и - напор и подача насоса при диаметре рабочего колеса, равном Д. 33 Если известны требуемые от насоса напор и подача , то необходимый диаметр рабочего колеса Д может быть рассчитан по формуле, получение которой рассмотрим ниже. Ранее отмечалось, что H-Q характеристика центробежного насоса может быть выражена зависимостью (8.1). Запишем (8.1) для исходного необточенного рабочего колеса: , 9.3 где и – напор и подача насоса, соответствующие диаметру Д необточенного колеса и определяемые по рабочей точке насоса М (рис. 9.4). Подставим в (9.3) вместо и их значения, полученные из (9.2) и будем иметь: Д Д ∙ ∙ , 9.4 Д Д где H и Q – требуемые от насоса напор и подача; Д – отвечающий им диаметр колеса. Теперь поделим обе части уравнения (9.4) на Д Д и полученное выражение решим относительно: Д Д ∙ . 9.5 Если рассчитанное по (9.5) значение Д будет отличаться от Д0 не более чем на 10%, то обточка колеса обеспечит насосу и НПС необходимый режим работы при минимальных энергозатратах на транспорт нефти. 34 10. Объекты и сооружения магистральных газопроводов. Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает в систему магистрального газопровода (МГ) (рис. 10.1). В состав МГ входят следующие основные объекты:  головные сооружения;  компрессорные станции (КС);  газораспределительные станции (ГРС);  станции подземного хранения газа (СПХГ);  линейные сооружения. На головных сооружениях производится подготовка газа, его учет и компримирование с целью дальнейшей транспортировки. В комплекс по подготовке газа входят установки по его очистке от механических примесей, влаги, углекислого газа и гелия. Этот комплекс размещается на территории КС. Компрессорные станции (КС) размещаются по трассе газопровода с интервалом 80…120 км и служат для восстановления давления перекачиваемого газа. В большинстве случаев КС оборудуются центробежными нагнетателями (ЦН) с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время газотурбинным приводом оснащено более 88 % всех КС, а электроприводом – около 12 %. Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снижения (редуцирования) давления газа до рабочего давления газораспределительной системы потребителей. ГРС также оборудуются узлами учета и установками очистки и одоризации газа (придания ему специфического запаха для облегчения обнаружения утечки газа с целью предупреждения взрывоопасных ситуаций и отравления людей). После ГРС газ поступает в газовые сети населенных пунктов, которые подают его к месту потребления. Снижение и поддержание в необходимых пределах давления газа в газораспределительных сетях осуществляется на газорегуляторных пунктах (ГРП). 35 Для сглаживания неравномерности потребления газа крупными населенными пунктами сооружаются станции подземного хранения газа (СПХГ). Для закачки газа в подземное газохранилище СПХГ оборудуется собственной дожимной компрессорной станцией (ДКС). К линейным сооружениям относятся собственно МТ, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода, переходы через искусственные и естественные препятствия, станции противокоррозионной защиты, дренажные устройства, линии технологической связи, отводы от МГ для подачи части транспортируемого газа потребителям и сооружения линейной эксплуатационной службы (ЛЭС). Расстояние между линейными запорными устройствами (кранами) должно быть не более 30 км. Управление линейными кранами следует предусматривать дистанционным из помещения операторной КС, а также ручным по месту. Линейная запорная арматура должна оснащаться автоматическими механизмами аварийного перекрытия. При параллельной прокладке двух и более МГ в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов, а также до и после КС. Вспомогательные линейные сооружения МГ принципиально не отличаются от сооружений МН. К ним относятся линии связи, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки, площадки аварийного запаса труб, дома линейных обходчиков и ремонтеров и т.д. В зависимости от конкретных условий эксплуатации состав сооружений МГ может изменяться. Так, на газопроводах небольшой протяженности может не быть промежуточных КС. Если в добываемом газе отсутствует сероводород или углекислый газ, то необходимость в установках по очистке газа от них отпадает. СПХГ обычно сооружаются только вблизи крупных городов или районов газопотребления. Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, к МГ не относятся. Протяженность МГ составляет обычно от нескольких десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр – от 150 до 1420 мм включительно. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм включительно. 36 11. Компрессорные станции. Оборудование КС. Компрессорная станция (КС) – капитальное инженерное сооружение, предназначенное для приема газа, его подготовки, компримирования, охлаждения и закачку его в трубопровод. По назначению и расположению на МГ компрессорные станции подразделяют на головные и промежуточные. Головыне КС располагают в начале (голове) МГ. На головные КС с газовых промыслов поступает газ, предварительно подготовленный на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) к дальнему трубопроводному транспорту. При необходимости на головных КС газ дополнительно очищают от пыли (частиц механических примесей) и осушают. На головную КС газ поступает под давлением 2-4 МПа, а затем компримируется, охлаждается и подается в МГ под рабочим давлением. Промежуточные КС предназначены для поддержания необходимого режима транспорта газа по всей длине МГ. Размещают промежуточные КС по трассе МТ в среднем через каждые 100-150 км. Основное и вспомогательное оборудование КС Основное технологическое оборудование КС – газоперекачивающие агрегаты (ГПА), обеспечивающие необходимый режим транспортировки газа по МГ. Вспомогательное оборудование КС можно разделить на 2 группы:  Оборудование, обеспечивающее нормальную работу ГПА;  Оборудование объектов обслуживания. К вспомогательному оборудованию первой группы относят установки по очистке газа от пыли и капельной влаги (пылеуловители); оборудование для охлаждения газа после его выхода из ЦН (АВО); оборудование систем смазки, уплотнения, регулирования и защиты ГПА; оборудование систем охлаждения масла; оборудование системы подготовки топливного, пускового и импульсного газа. К вспомогательному оборудованию обслуживания КС относят оборудование систем водоснабжения, канализации, связи, телемеханики и энергоснабжения. ГПА КС состоит из ЦН и привода. В качестве привода используют газовые турбины (стационарные, авиационные и судовые) и электродвигатели. Наибольшее распространение получили газовые турбины. Это объясняется рядом их преимуществ: быстрым запуском турбины из холодного состояния (15-30 мин), относительно высоким КПД (до 30%), простотой и надежностью конструкции, сосредоточением большой мощности в единичном агрегате, отсутствием заметных вибраций, независимостью от внешних источников энергии. Нагнетатель ГПА – одно- или двухступенчатый центробежный компрессор, обладающий высокой производительностью (до 80 млн. м3/сут или до 30 млрд. м3/год) и степенью сжатия (1,22-1,25 – для одноступенчатого и 1,45-1,5 – для двухступенчатого). Применение двухступенчатых нагнетателей позволяет увеличить степень сжатия в одном ГПА до 1,5, снизить число ГПА на КС, значительно упростить систему трубопроводной обвязки агрегатов и в конечном итоге снизить трудоемкость и сроки сооружения КС. Газ, поступающий в ЦН ГПА, необходимо очищать от механических примесей, влаги и конденсата. Наличие механических примесей в газе может вызвать повреждение ЦН. После компримирования транспортируемого газа в ЦН его температура возрастает до 50-80 0С. Такая температура газа может быть причиной снижения его подачи по газопро- 37 воду и вызвать большой температурный перепад на участке газопровода между КС. Заметный температурный перепад по длине участка трубопровода приводит к возникновению значительных продольных температурных напряжений и деформаций трубопровода. Поэтому газ после компримирования перед подачей в МГ обязательно охлаждают до температуры 5-15 0С в специальных установках воздушного охлаждения газа. Кроме того, при использовании газотурбинного привода необходима очистка от механических примесей и конденсата газа, сжигаемого в основных газовых турбинах ГПА (топливного газа), пусковых турбинах ГПА (пускового газа) и направляемого в приборы системы контроля и автоматики (импульсного газа). Установка для очистки газа от механических примесей и конденсата состоит из определенного числа вертикальных сепараторов-пылеуловителей и трубной обвязки. На КС МГ используют два типа сепараторов-пылеуловителей: масляные («мокрые») и циклонные («сухие»). Однако степень очистки газа от механических примесей, влаги и конденсата в масляных и циклонных пылеуловителях не всегда отвечает требуемой. Остающиеся мельчайшие частицы пыли попадают с газом в нагнетатель и вызывают преждевременный износ его проточной части. Поэтому все большее распространение получает двухступенчатая очистка газа. Первая ступень – очистка в циклонных пылеуловителях; вторая ступень – очистка после циклонных пылеуловителей в фильтрах-сепараторах горизонтального типа за счет тонкой фильтрации в фильтрующих элементах. Для охлаждения компримированного газа после ЦН перед подачей его в МГ на КС используют установки воздушного охлаждения газа. Каждая такая установка состоит из определенного числа АВО (обычно 8-15). АВО работает следующим образом. На опорных металлоконструкциях закреплены собственно трубчатые змеевиковые теплообменные секции. По трубам теплообменной секции под рабочим давлением пропускают транспортируемый газ. Через межтрубное пространство теплообменной секции принудительно с помощью двух вентиляторов с электроприводом прокачивают воздух. За счет теплообмена с принудительно перемещаемым потоком воздуха и происходит охлаждение газа. 38 12. Виды и особенности работ при строительстве газо- и нефтепроводов. Все работы, связанные с сооружением МТ можно разделить на подготовительные и основные. Цель подготовительных работ – обеспечение возможности выполнения основных видов работ по прокладке трубопровода, а также работ по строительству переходов его через естественные и искусственные преграды. Подготовительные работы выполняются с некоторым опережением основных видов работ. Во время подготовительных работ производится разбивка трассы, установка знаков по оси трассы и границам строительной полосы, производится очистка полосы отвода от леса, кустарника, пней, валунов; срезка крутых продольных и поперечных склонов; строительство временных и постоянных подъездных и вдольтрассовых автомобильных дорог; строительство водопропускных, водоотливных и осушительных сооружений и т.д. К основным работам по сооружению трубопровода относятся транспортные, сварочно-монтажные, земляные и изоляционно-укладочные работы. К транспортным работам относят выгрузку труб из ЖД полувагонов, погрузку труб на автотранспорт, транспортировку их на трубосварочные базы, к местам промежуточного складирования или непосредственно на трассу; транспортировку готовых секций на трассу и работы, связанные с их разгрузкой на трассе. Сварочно-монтажные работы при строительстве линейной части МТ можно разделить на 2 группы:  работы, выполняемые на трубосварочных базах (сборка и поворотная сварка отдельных труб в секции длиной, как правило, 36 м, гнутье труб – изготовление кривых вставок);  работы, выполняемые непосредственно на трассе трубопровода (неповоротная сварка секций труб в плети длиной 1…5 км или сплошную нитку длиной 45 км и более), врезка катушек, задвижек и камер приема и пуска скребка. При изготовлении секций труб на трубосварочных базах последовательность выполнения основных операций такова: подготовка труб к сварке; сварка первого слоя шва; сварка последующих слоев шва. Стыки труб собирают на сборочных стендах с помощью внутренних центраторов. Все сварные соединения трубопроводов контролируют физическими методами контроля. Контроль их качества регламентируется СП 86.13330.2014 (СНиП III-42-80). При строительстве линейной части МТ земляные работы выполняют по разным технологиям и организационным схемам. Выбор схем зависит от конструктивных схем прокладки трубопроводов, типа грунтов, времени проведения работ и т.д. При подземной прокладке трубопроводов к земляным работам относят: рытье траншеи (в основном роторными и одноковшовыми экскаваторами); засыпку уложенного в траншею трубопровода бульдозерами или роторными траншеезасыпателями. В соответствии с СП 86.13330.2014 (СНиП III-42-80) размеры и профили траншей устанавливают проектом в зависимости от диаметра трубопровода, характеристики грунтов, гидрогеологических, рельефных и других условий строительства. На участках врезки кривых вставок ширину траншеи по дну увеличивают в 2 раза, а при балластировке трубопроводов железными пригрузами и закреплении анкерными устройствами – до 2,2 DН. 39 Основной объем работ по рытью траншей выполняют роторными экскаваторами. Одноковшовые экскаваторы используют на участках трассы водо-насыщенными грунтами, на всех участках врезки кривых вставок трубопровода, в местах установки линейной арматуры, при промерзании грунтов и т.д. При выполнении земляных работ проводятся рекультивационные работы, связанные со снятием и последующим размещением слоя плодородного грунта на строительной полосе. При строительстве МТ изоляция и укладка трубопровода в траншею объединены в один процесс, называемый изоляционно-укладочными работами, которые выполняет механизированная изоляционно-укладочная колонна. Механизированная колонна выполняет следующие операции:  на торец трубы насаживается очистно-изоляционная машина (или очистная и изоляционная);  краны-трубоукладчики приподнимают начальный участок плети трубопровода на высоту, обеспечивающую движение по плети очистно-изоляционной машины (или очистной и изоляционной);  колонна движется синхронно – очистно-изоляционная машина непрерывно, за исключением технологических остановок, а краны-трубоукладчики прерывисто;  очистной блок (или очистная машина), роторы которого оснащены металлическими скребками и щетками, очищает трубопровод от грязи, окалины, ржавчины, пыли до металлического блеска и одновременно наносит на трубопровод битумную грунтовку; изоляционный блок – (или изоляционная машина) на загрунтованную поверхность наносит изоляционное покрытие;  перемещаясь по ходу работ, краны-трубоукладчики надвигают плеть трубопровода в сторону траншеи и укладывают изолированный трубопровод на дно траншеи. Это так называемый совмещенный метод ведения изоляционно-укладочных работ. Кроме этого метода применяется и раздельный метод ведения работ, при котором трубопровод после его очистки и изоляции укладывается на лежки на бровке траншеи и затем, спустя некоторое время, трубопровод с помощью трубоукладчиков опускают на дно траншеи. При укладке трубопровода в траншею в стенках трубы возникают напряжения изгиба, величина которых зависит от высоты подъема трубы, числа трубоукладчиков и расстояния между ними. Таким образом, существуют условия укладки трубопроводов в траншею:  высота подъема труб не более 1 м;  расстояние между трубоукладчиками от 25 до 45 м в зависимости от диаметра трубопровода;  спуск трубопровода в траншею при раздельном способе ведения работ вести не менее чем тремя трубоукладчиками с соблюдением их равномерной загрузки;  резкие изгибы трубопровода как в вертикальном, так и в горизонтальном планах не допускаются;  чтобы избежать появления в трубопроводе при его укладке продольных напряжений, возникающих при подвижке плети к месту укладки, следует предусматривать небольшие запасы длины в виде изгиба в плане. 40 При изоляции МТ в трассовых условиях полимерными лентами появляются дефекты, которые необходимо устранить. Причины появления дефектов разнообразны:  неравномерность нахлестов ленты из-за плохой торцовки рулонов;  образование складок, гофр, морщин, неравномерность нахлестов – не отрегулирована машина, неправильно выбран угол наклона насадки, чрезмерное или недостаточное натяжение;  плохая прилипаемость ленты – несплошность клеевого слоя или не выдержан температурный режим нанесения ленты;  прокол изоляционного покрытия – плохо очищена поверхность сварных стыков от брызг металла и грата. Нормы и методы контроля качества изоляционно-укладочных работ при изоляции трубопровода регламентируются типовыми техническими картами, которые предусматривают пооперационный, лабораторный и выходной приемочный контроль. На этих картах указывают процессы, объекты и способы контроля, нормативы, техническое оснащение и периодичность контроля. 41 13. Подготовительные работы при строительстве газо- и нефтепроводов. Основой обеспечения высокого темпа строительства линейной части МТ является повышение роли подготовительных работ, как наиболее важного этапа строительства, от которого существенно зависит качественное и своевременное завершение основных работ. Подготовка строительного производства и подготовительные работы в пределах строительной полосы выполняются в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01-85, СП 86.13330.2014 (СНиП III-42-80). Состав подготовительных работ, выполняемых на трассе, определяется с учетом природно-климатических условий строительства. Так, применительно к нормальным гидрогеологическим, топографическим и климатическим условиям они включают:  объезд трассы трубопровода и прилегающей к трассе территории для определения рабочей транспортной схемы перевозки грузов, определения состояния дорог, мостов и других искусственных сооружений;  расчистку полосы строительства от леса, кустарника и лесорубочных остатков, корчевку и уборку пней и валунов;  планировку полосы отвода;  устройство временных дорог и подъездов к трассе, переездов и мостов через различные препятствия, восстановление и ремонт дорог и мостов;  устройство временных производственных баз и жилых городков. На заболоченных и сильно обводненных участках местности в состав подготовительных работ дополнительно включают устройство лежневых дорог и искусственных насыпей, а также водоотводных сооружений для осушения строительной полосы. В горных районах должны быть предусмотрены: удаление нависших камней и скал, проведение защитных противообвальных и противооползневых мероприятий, срезка крутых склонов. В состав подготовительных работ при сооружении трубопроводов в зимнее время дополнительно включают мероприятия, обеспечивающие минимальное промерзание грунта, а также защиту подъездных и вдольтрассовых дорог от снежных заносов. При прохождении трубопровода по плодородным землям дополнительно включают работы по срезке и перемещению (для хранения) в отвал плодородного гумусного слоя грунта с последующей рекультивацией. Рекультивация земель. Строительство трубопроводов на пахотных землях ведется с сохранением и последующим восстановлением плодородного слоя почвы в пределах отведенной полосы. Этот комплекс называется рекультивацией. Ширина полосы L рекультивации в зависимости от диаметра трубопровода Dтр принимается следующей: Dтр, мм 325 530 720 1020 1220 1420 6 7 8,2 10 11,4 12,6 L, м Минимальная ширина полосы равна ширине траншеи по верху плюс 0,5 м в каждую сторону. Снятие плодородного слоя на всю толщину выполняется, как правило, за один проход бульдозерами или специальными рекультиваторами на базе роторных траншейных экскаваторов. Излишек минерального грунта после укладки и засыпки трубопровода под- 42 лежит равномерному распределению по полосе рекультивации и уплотнению многократными проходами бульдозера либо вывозки в отведенные места. Расчистка и планировка строительной полосы. Расчистка и планировка строительной полосы сводится к удалению растительности, снега, крупных предметов, препятствующих проведению строительно-монтажных работ и свободному передвижению техники, и выравниванию микрорельефа. Расчистку трассы трубопровода на период строительства осуществляют в установленных границах полосы отвода. Работы по расчистке строительной полосы от леса выполняет комплексная бригада в составе специализированных звеньев по валке леса, обрубке сучьев, трелевке (транспортировка) хлыстов, раскряжевке (распиловка перпендикулярно основному направлению волокон) и разделке хлыстов, подборке сучьев и порубочных остатков, корчевке и уборке пней. От валунов и крупных камней трассу очищают бульдозерами, при этом крупные валуны предварительно дробят взрывным способом. Планировка выполняется для обеспечения нормальной работы всех механизмов в пределах строительной полосы. До начала работ по планировке засыпаются ямы, оставшиеся после корчевки пней и удаления валунов и камней. При планировке строительной полосы выравнивают микрорельеф, срезают продольные и поперечные уклоны и подсыпают низинные места за счет уширения планируемой полосы или грунта, разрабатываемого из притрассовых боковых резервов. Планировка осуществляется в основном бульдозером двумя продольными проходами вдоль оси трассы. Сооружение временных дорог. Сооружение МТ связано с необходимостью строительства широкой сети временных дорог различного назначения для обеспечения проезда автомобильного транспорта, специальных и строительных машин комплексных механизированных потоков и специализированных подразделений. Ежегодный объем строительства таких дорог около 10 тыс. км. Временные дороги делятся по назначению и типу транспортных средств. По назначению временные дороги подразделяются на 3 вида:  вдольтрассовые – для перевозки строительных грузов и рабочих вдоль трассы, их сооружают как в полосе отвода, так и в непосредственной близости от трассы;  подъездные – для связи пунктов поступления техники и материалов с местами базирования колонн, участков и т.д.;  технологические – для обеспечения прохода по трассе строительной техники механизированных колонн. По типу транспортных средств временные дороги подразделяются на автомобильные, тракторные и автотракторные. Для смешанного движения автомобилей и тракторов предусматривают две полосы: одна для движения автотранспорта, другая для движения гусеничных машин. Временные дороги подразделяются также по грузообороту и интенсивности движения транспортных средств. Временные вдольтрассовые и подъездные дороги должные иметь ширину проезжей части 4,5 – 9 м, земляного полотна 8 – 13 м. Конструкцию временной дороги выбирают в зависимости от несущей способности грунтов, расчетных удельных и осевых нагрузок с учетом грузооборота, сроков и темпов строительства. Основные конструкции применяемых временных дорог следующие: 43      грунтовые дороги без покрытия (земляное полотно); дороги с покрытием низшего типа – деревянно-грунтовые (лежневые); сборно-разборные (колейные и сплошные) из деревянных щитов-покрытий; зимние (дороги на промороженном основании и ледяные переправы через реки и озера); дороги с покрытием переходного типа – сборно-разборные с покрытием из железобетонных плит. 44 14. Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы при строительстве газо- и нефтепроводов. В состав погрузочно-разгрузочных и транспортных работ входят:  выгрузка труб из ЖД вагонов или речных и морских судов и барж;  транспортировка труб со станций или портов на промежуточные трубосварочные базы (ТСБ), непосредственно на трассу строящегося трубопровода или к местам временного складирования;  складирование труб на трассовых площадках ЖД станций, площадках временного складирования на ТСБ, площадках речных, морских портов;  погрузочно-разгрузочные работы на ТСБ и трассе. При выполнении подъемно-транспортных операций используется различная такелажная оснастка, а в качестве вспомогательного оборудования – устройства различного назначения, канаты, кольцевые стропы, торцевые захваты, мягкие полотенца, траверсы, клещевые захваты. При разгрузке труб из полувагонов и погрузке на транспортные средства автокранами, а также при складировании труб на прирельсовых и притрассовых складах с помощью трубоукладчика применяют траверсы, клещевые захваты, мягкие полотенца. Вид транспорта и транспортных средств для перевозки труб и трубных секций выбирают с учетом результатов технико-экономических расчетов в зависимости от объема грузов, дальности перевозок, времени года и местных условий. Доставка груза должна осуществляться ЖД, автомобильным, гусеничным, водным или воздушным транспортом (табл. 14.1). Стальные трубы, в том числе с изоляционным покрытием, от завода-изготовителя к потребителю перевозят в основном по ЖД, в четырехосных полувагонах или на четырехосных платформах. Выгрузку труб из ЖД вагонов следует осуществлять по следующим схемам: вагон – склад – трубовоз или вагон – трубовоз. Первую схему применяют при массовом поступлении труб и ограниченном числе трубовозов, вторую схему – при достаточном числе трубовозов или ограниченной прирельсовой площадке. При разгрузке труб по схеме вагон 45 – трубовоз кран следует располагать между разгрузочным вагоном и трубовозом (штабелем) (рис. 14.1). Перемещение и укладка труб в штабель выполняется краном-трубоукладчиком. От временных площадок трубы длиной до 12 м перевозят на ТСБ, где их сваривают в секции длиной до 36 м. Погрузку секций труб на плетевозы и разгрузку их на трассе выполняют трубоукладчики. Погрузка секции на плетевоз может выполняться двумя методами – перехватом и натаскиванием (рис. 14.2). 46 Привезенные на трассу секции разгружают с плетевозов методом перехвата в два приема: сначала один конец секции опускают на землю вблизи колес прицепа или автомобиля, затем трубоукладчик продвигается вдоль секции на 2-3 м дальше ее середины, приподнимает другой конец секции и, подтянув на себя, протаскивает ее на место укладки вперед или назад и раскладывает вдоль трассы трубопровода. Трехтрубные секции длиной 36 м укладывают вдоль трассы, как правило, под углом 15-200 к оси трубопровода, обеспечивая при этом удобство строповки и монтажа и свободного маневрирования при работе машин. 47 15. Земляные работы при строительстве газо- и нефтепроводов. При строительстве трубопроводов земляные работы включают отрывку линейных траншей, обратную засыпку траншей и рекультивацию земель. Параметры земляных сооружения, применяемых при строительстве МТ (ширина, глубина и откосы траншеи и др.), устанавливают в зависимости от диаметра прокладываемого трубопровода, способа его закрепления, рельефа местности, грунтовых условий и определяют проектом. Параметры разрабатываемых траншей. Размеры траншеи (глубина, ширина по дну, откосы) устанавливаются в зависимости от назначения и диаметра трубопровода, характеристики грунтов, гидрогеологических и других условий. В соответствии с СП 36.13330.2012 (СНиП 2.05.06-85*) глубина траншеи для трубопроводов диаметром менее 1000 мм принимается не менее hт=Dн+0,8 м, для трубопроводов диаметром 1000 мм и более – не менее hт=Dн+1,0 м. Ширина траншеи по дну для трубопроводов диаметром до 700 мм принимается не менее В=Dн+0,3 м, для трубопроводов диаметром 700 мм и более – не менее В=1,5∙Dн . Выбор профиля траншеи зависит от вида грунта, глубины траншеи, типа применяемых экскаваторов. Виды землеройной техники и технологии производства работ. Методы разработки траншей определяют в зависимости от заданных размеров и профиля, вида и состояния грунтов, характера рельефа местности, степени обводненности участка, наличия соответствующих комплексов землеройных машин и техникоэкономических показателей их применения. Основу отраслевого парка землеройных машин составляют одноковшовые экскаваторы мощностью до 96 кВт с вместимостью ковша до 1 м3, роторные траншейные экскаваторы мощностью до 220 кВт, бульдозеры и бульдозеры-рыхлители мощностью до 300 кВт. По принятой традиционной технологии сооружения линейной части МТ экскаваторы используют преимущественно при разработке траншей, бульдозеры-рыхлители – на подготовительных, вспомогательных работах, засыпке траншей. Траншеи для МТ в нормальных гидрогеологических условиях на прямолинейных и криволинейных участках в не мерзлых и мерзлых грунтах без крупных включений разрабатывают роторными экскаваторами. Рытье траншей по трассе должно выполняться с опережением изоляционноукладочных работ на 2-8 км. В наиболее благоприятных условиях дневная производительность разработки траншей под трубопроводы диаметрами 1220-1420 мм достигает роторным экскаватором 500 м, одноковшовым экскаватором 100 м. Наглядно процесс производства земляных работ представлен на рис. 15.1. Засыпку трубопровода следует выполнять бульдозерами прямолинейными, косопоперечными параллельными, косоперекрестными или комбинированными проходами. В стесненных условиях строительной полосы, а также в местах с уменьшенной полосой отвода работы должны выполняться косопоперечными параллельными или косоперекрестными проходами бульдозером или траншеезасыпателем роторного или шнекового типа. При применении роторного экскаватора поток грунта с транспортера направляется на стенку траншеи, чтобы избежать прямого попадания грунта на уложенный трубопровод. 48 49 Перед разработкой траншеи плодородный слой почвы снимается, а после засыпки траншеи возвращается на место (рекультивация). 50 16. Сварочно-монтажные работы при строительстве газо- и нефтепроводов. Сварка – это процесс получения неразъемных соединений с помощью нагрева или совместного действия нагрева и пластического деформирования. При сооружении МТ чаще всего применяют дуговую сварку, реже – контактную. Дуговая сварка – сварка плавлением, при которой нагрев осуществляется электрической дугой. Источником теплоты является устойчивый электрический заряд. Контактная сварка – сварка с применением давления, при которой нагрев осуществляется теплом, выделяемым при прохождении электрического тока через находящиеся в контакте соединяемые части. Сварное соединение образуется в результате пластической деформации металла в зоне контакта. При контактной сварке на зажатые торцы свариваемых труб подают напряжение, после чего начинают их медленно сближать. Сварной шов – участок сварного соединения, образовавшийся в результате кристаллизации расплавленного металла (сварочной ванны). Сварочно-монтажные работы в значительной степени определяют конечное качество сооружения, его эксплуатационную надежность. Во многих странах мира, в т. ч. в России, применяется двухстадийная схема выполнения сварочных работ: на первой стадии отдельные трубы с заводской длиной 12 м и менее на трубосварочных базах (ТСБ) сваривают в 24-, 36- и даже в 48 метровые секции. На второй стадии из этих вывезенных на трассу длинномерных секций сваривается непрерывная нитка трубопровода. Развитие механизированной сварки, которая обеспечивает высокую стабильность технологических программ и высокое качество сварных соединений, не исключает применения ручной дуговой сварки трубопроводов. Так, ручная дуговая сварка применяется при сварке крановых узлов, криволинейных участков, захлестов, катушек и других особо ответственных сварных соединений. Сборка и сварка труб на трубосварочной базе (ТСБ) охватывает комплекс работ, в который входят следующие трудовые процессы:  подготовка и обработка торцов труб для автоматической сварки;  сборка и двухсторонняя автоматическая сварка под флюсом трехтрубных секций. Монтажными являются работы, связанные со сборкой и соединением секций труб в непрерывную нитку. Монтаж МТ производят индустриальным методом с максимальным уменьшением объема работ на трассе. Сборка и сварка секций труб на трассе выполняется, как правило, поточнорасчлененным методом и охватывает комплекс работ, в который входят следующие трудовые процессы (см. рис. 16.1):  подготовка стыков секций труб к сборке и сварке;  сборка и сварка корневого слоя шва;  сварка второго слоя шва – «горячего» прохода;  сварка заполняющего и облицовочного слоев шва. Сварка секций труб на трассе поточно-расчлененным методом осуществляется в три технологических этапа: I этап – подготовка стыков секций труб к сборке и сварке. В состав работ входят: правка или обрезка дефектных кромок стыков; очистка внутренней полости секций; зачистка кромок стыков; выкладка секций труб вдоль трассы для центровки. 51 II этап – сварка первого (корневого) и второго («горячего» прохода) слоев шва. В состав работ входят: центровка стыков и установка зазора; предварительный подогрев кромок стыков секций; сварка корневого слоя шва и «горячего» прохода. III этап – сварка заполняющего и облицовочного шва. 52 17. Изоляционно-укладочнысе работы при строительстве газо- и нефтепроводов. При сооружении трубопроводов изоляционно-укладочные работы включают следующие основные технологические операции:  очистку наружной поверхности трубопровода или его элементов от ржавчины, земли, пыли, снега, наледи, копоти, масла, поддающейся механической очистке окалины и других загрязнений, при необходимости сушку и подогрев;  приготовление или подготовку изоляционных и оберточных (армирующих) материалов;  нанесение грунтовки на очищенную поверхность трубопровода;  нанесение изоляционного и оберточного (армирующего) покрытий на огрунтованную поверхность;  контроль качества подготовки изоляционных материалов и покрытий на трубопроводе;  футеровку трубопровода или отдельных его частей, укладываемых на участках со скальным, каменистым и другими грунтами с твердыми включениями;  укладку трубопровода в проектное положение;  балластировку или закрепление трубопровода на проектной отметке;  засыпку (присыпку) уложенного трубопровода. Способы проведения изоляционно-укладочных работ. При строительстве МТ изоляция и укладка трубопровода в траншею объединены в один процесс, называемый изоляционно-укладочными работами, которые выполняет механизированная изоляционно-укладочная колонна. Это так называемый совмещенный метод ведения изоляционно-укладочных работ. Изоляционно-укладочная колонна при совмещенном способе проведения изоляционно-укладочных работ комплектуется трубоукладчиками, снабженными троллейными (катковыми) подвесками, изоляционной (ИЗ) и очистной (ОЧ) машинами, установкой для сушки (СТ) и подогрева трубопровода (при отрицательной температуре окружающего воздуха) (рис. 17.1). Механизированная колонна выполняет следующие операции:  на торец трубы насаживается очистно-изоляционная машина (или очистная и изоляционная);  краны-трубоукладчики приподнимают начальный участок плети трубопровода на высоту, обеспечивающую движение по плети очистно-изоляционной машины (или очистной и изоляционной); 53  колонна движется синхронно – очистно-изоляционная машина непрерывно, за исключением технологических остановок, а краны-трубоукладчики прерывисто;  очистной блок (или очистная машина), роторы которого оснащены металлическими скребками и щетками, очищает трубопровод от грязи, окалины, ржавчины, пыли до металлического блеска и одновременно наносит на трубопровод битумную грунтовку; изоляционный блок – (или изоляционная машина) на загрунтованную поверхность наносит изоляционное покрытие;  перемещаясь по ходу работ, краны-трубоукладчики надвигают плеть трубопровода в сторону траншеи и укладывают изолированный трубопровод на дно траншеи. Кроме этого метода применяется и раздельный метод ведения работ, при котором трубопровод после его очистки и изоляции укладывается на лежки на бровке траншеи и затем, спустя некоторое время, трубопровод с помощью трубоукладчиков опускают на дно траншеи (рис. 17.2). Раздельный способ производства изоляционно-укладочных работ применяется на участках со сложным рельефом местности, а также при строительстве трубопроводов, имеющих низкую сопротивляемость действию монтажных нагрузок. Повышение темпов сооружения трубопроводных систем, надежности антикоррозионной защиты может быть достигнуто путем применения труб с заводской изоляцией. В нашей стране из заводской изоляции предпочтение отдается покрытию на основе полиэтилена. Укладка трубопровода из изолированных труб отличается от традиционной схемы тем, что в колонне отсутствуют машины для очистки и изоляции трубопровода, что существенно облегчает работу (рис. 17.3). Укладка изолированного трубопровода может выполняться как непрерывно, так и циклическим методом «перехвата». В первом случае для поддержания трубопровода используют катковые средства, а во втором – мягкие монтажные полотенца. Для обеспечения сохранности изоляционного покрытия при укладке плетей в траншею нельзя допускать их соприкосновения со стенками траншеи. Дно траншеи должно быть выровнено мягкой подсыпкой. Обетонированные трубы и трубы с футеровкой дополнительной защиты от повреждений не требуют. 54 18. Очистка внутренней полости и испытание трубопроводов. Нефтепроводы до ввода в эксплуатацию подвергают очистке и испытанию на прочность и герметичность. Очистка внутренней полости обеспечивает на всем протяжении трубопровода установленные проектом полное проходное сечение и коэффициент гидравлического сопротивления. Также посторонние предметы могут вывести из строя оборудование перекачивающих и компрессорных станций. Испытание МТ на прочность и герметичность – гарантия его надежной работы при эксплуатации. Работы по очистке полости и испытание трубопровода проводятся в соответствии с СП 86.13330.2014 (СНиП III-42-80) При очистке из трубопровода удаляются окалина, грат, грязь, вода, снег, лед и другие посторонние предметы. Трубопроводы очищают путем его промывки водой с пропуском очистных устройств (поршень, выполненный из пенополиуретана или др. материала). Промывка внутренней полости труб водой является весьма продуктивным методом очистки. При этом решаются одновременно две задачи: трубопровод очищается от посторонних предметов и грязи и одновременно заполняется водой для гидравлического испытания. При промывке перед очистным поршнем заливают воду (10-15% объема очищаемого участка). Скорость перемещения очистных поршней при промывке трубопровода – не менее 1 км/ч. Длина участков, промываемых за один проход очистного поршня, может достигать 50 км. Испытываемый на прочность и герметичность трубопровод делят на участки, которые ограничивают заглушками или линейной арматурой. При заполнении трубопроводов водой для гидравлического испытания из труб должен быть полностью удален воздух через воздухоспускные краны, устанавливаемые в повышенных местах трассы. В зависимости от категорий участков трубопровода величины испытательных давлений и продолжительность испытаний трубопроводов на прочность принимается по СП 86.13330.2014 (СНиП III-42-80): Категория В – Рисп = 1,5∙Рраб; I – II категория – Рисп = 1,25∙Рраб; III – IV категория – Рисп = 1,1∙Рраб. Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность, если за время испытания давление остается постоянным. Продолжительность испытания трубопровода на прочность зависит от категории участка и может изменяться от 5 до 24 часов. Проверка на герметичность участков всех категорий трубопровода проводится после окончания испытания его на прочность и снижения испытательного давления до рабочего, принятого по проекту. Наблюдения и замер давления ведутся в течение не менее чем 12 часов. При испытании трубопровода на прочность и проверке на герметичность для измерения давления должны применяться проверенные манометры класса точности не ниже 1 и с предельной шкалой на давление около 4/3 от испытательного. 55 После окончания проверки на герметичность из трубопровода должна быть удалена вода. Полное удаление воды из трубопровода проводится одним поршнемразделителем, перемещаемым под давлением транспортируемого продукта. При отсутствии продукта к моменту окончания испытания удаление воды производится двумя поршнями-разделителями, перемещаемыми под давлением сжатого воздуха. О производстве и результатах очистки внутренней полости трубопровода, а также испытаниях на прочность и проверки его на герметичность необходимо составлять акты. 56 19. Гидравлический расчет простых нефтепроводов. Простой трубопровод имеет постоянный диаметр по всей длине и не имеет никаких отводов. Гидравлический расчет простого трубопровода сводится к определению одного из следующих параметров: Пропускная способность трубопровода Q при заданных величинах: диаметра D и длины трубопровода l , физических свойств перекачиваемой жидкости (ρж и υж), геодезических отметках конца и начала трубопровода (Δz = z2 – z1) и перепада давления (ΔP = P1 – P2) или напора (ΔH = H1 – H2). Необходимый начальный напор H1 или давление P1 при заданных величинах: конечного напора H2 или давления P2 , длины трубопровода l , физических свойств перекачиваемой жидкости (ρж и υж), диаметра трубопровода D , разности геодезических отметок Δz и количество перекачиваемой жидкости Qж . Диаметр трубопровода D , способного пропустить заданный расход Qж при известных величинах: длины трубопровода l , физических свойств перекачиваемой жидкости (ρж и υж), геодезических отметках конца и начала трубопровода (Δz = z2 – z1) и перепада давления (ΔP = P1 – P2) или напора (ΔH = H1 – H2). Рассмотрим подробнее задачу по определению необходимого начального напора H1 или давления P1 . Решение данной задачи сводится к определению потерь напора при перемещении жидкости по трубопроводу. Полные (общие) потери напора складываются из потерь напора на трение и на преодоление разности высот трубопровода: ∆ , (19.1) где - полные потери напора в трубопроводе, м; - потери напора на трение, м; ∆ - разность геодезических отметок между концом и началом трубопровода, м. ∆ . (19.2) Потери напора на трение представляются двумя составляющими: (19.3) л м, где л - потери напора по длине трубопровода; м - потери напора на местных сопротивлениях. Потери напора по длине трубопровода определяются по формуле Дарси-Вейсбаха: . 19.4 2 Потери напора на местных сопротивлениях определяются по формуле Вейсбаха: л , 19.5 2 где - коэффициент гидравлического сопротивления; l – длина трубопровода, м; D – внутренний диаметр трубопровода; - скорость течения жидкости, м/с; g – ускорение свободного падения, м/c2; - коэффициент местного сопротивления. Для линейной части трубопровода м 0,01 0,02 л , поэтому ими можно пренебречь или принять: 19.6 1,01 1,02 л В общем случае, коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса Re и шероховатости внутренней поверхности труб, т.е. ; , где е – абсолютная шероховатость труб. Так как фактическая высота всех выступов шероховатости не является одинаковой, то вводится понятие эквивалентной шероховатости Δэкв , м 57 т.е. такой равномерной шероховатости, которая дает при подсчете одинаковую с заданной шероховатостью величину . При расчетах нефтепроводов рекомендуется принимать ∆экв 0,1 0,2 мм . , 19.7 μ где – кинематическая вязкость, м2/c; μ - динамическая вязкость, Па*с; D – внутренний диаметр трубопровода; - скорость течения жидкости, м/с. Если Re < 2320, то в трубопроводе наблюдается ламинарный режим течения и зависит только от Re . В этом случае применяют формулу Стокса: 64 . 19.8 При Re > 2320 ламинарный режим переходит в турбулентный. В пристенном слое нефти, однако, сохраняется ламинарный (вязкий) подслой, покрывающий шероховатость труб. С увеличением Re толщина вязкого подслоя уменьшается и при Re=ReI толщина подслоя становится равной е – абсолютная шероховатость труб. Таким образом, при 2320 < Re < ReI зависит только от Re и эта зона турбулентного режима получила название зоны гидравлически гладких труб. 10 . ∆экв определяется в этой зоне по формуле Блазиуса (зона Блазиуса): 0,3164 . , Далее до ∆экв 19.9 19.10 , имеет место зона смешанного трения, где от числа Рейнольдса Re, так и от величины выступов шероховатости. этой зоне по формуле Альтшуля: 68 ∆экв , 0,11 . зависит как определяется в 19.11 При Re > ReII влияние числа Рейнольдса становится незначительным и зависит только от величины выступов шероховатости. Трубопровод переходит в зону квадратичного трения. определяется в этой зоне по формуле Шифринсона: ∆экв , 0,11 . 19.12 Реально МН работает в зонах смешанного трения и гидравлически гладких труб Блазиуса). Потери напора на трение также можно записать с помощью формулы Лейбензона: , где Ламинарный режим: m=1 , Зона Блазиуса: m=0,25 , 4,15, 0,0246, Зона смешанного трения: m=0,123 , Квадратичная зона: m=0 , м м 19.13 ; ; 0,0802 ∙ 10 0,0826 ∙ , м . ∆экв , , м ; . 58 Графическая зависимость полных потерь напора в трубопроводе от производительности получила название характеристики Q-H. Аналитически характеристика Q-H описывается уравнением: . 19.14 По данным эксплуатации нефтепровода полные потери напора могут быть определены следующим образом: , где – давление в начальной точке участка, Па; участка, Па. 1 МПа = 10,2 кгс/см2; 1 кгс/см2 = 0,098 МПа. - давление в конечной точке 59 20. Подходы к гидравлическому расчету сложных нефтепроводов. Ранее заложенная методика гидравлического расчета предполагает, что диаметр нефтепровода по длине не меняется. Такой трубопровод принято называть простым. Сложный трубопровод может иметь параллельные нитки и отводы, а его диаметр по длине может меняться. В общем случае сложный трубопровод можно рассчитывать по отдельным участкам. Далее общие потери напора определяются как сумма потерь напора последовательно соединенных участков. На участках с параллельными нитками потери напора принимаются равными потерям напора в одной из них. Для облегчения расчета используется замена расчета сложного трубопровода расчетом простого трубопровода с использованием понятия эквивалентного диаметра. Эквивалентным диаметром принято называть диаметр простого трубопровода, пропускная способность которого равна пропускной способности реального трубопровода при прочих равных условиях. Эквивалентный диаметр определяется последовательным упрощением сложного трубопровода. При параллельном соединении n участков: , эк 20.1 где эк - эквивалентный диаметр; Di – диаметр каждой из ветвей сложного участка. При последовательном соединении n участков: эк ∑ , 20.2 где Di - диаметр каждого из n последовательно соединенных участков; li – длина участка одного диаметра; L – суммарная длина последовательно соединенных участков. 60 21. Гидравлический расчет магистральных газопроводов. 21.1.Пропускная способность МГ Основной задачей расчета МГ является определение его пропускной способности. Для горизонтального газопровода (ΔZ < 100 м), работающего в стационарном режиме, уравнение движения газа можно представить в следующем виде: ∙ , 21.1 2 где dP – изменение давления по длине dx; λ – коэффициент гидравлического сопротивления; W – скорость течения газа; D – внутренний диаметр газопровода; ρ – плотность газа при давлении и температуре в точке x. При отсутствии ответвлений для любой точки МГ можно записать уравнение неразрывности движения газа в виде: , 21.2 где F – площадь поперечного сечения трубопровода; М – массовый расход газа. Связь между массой газа, скоростью его течения и плотностью можно установить с помощью уравнения состояния газа: , 21.3 где – удельный объем газа; z – коэффициент сжимаемости газа; R – газовая постоянная; Р – абсолютное давление газа; Т – абсолютная температура газа. где , 21.4 ∆ =287 Дж/(кг*К) – газовая постоянная воздуха; Δ – относительная плотность газа. Учитывая, что / : . 21.5 Подставив (21.5) в (21.2) выразим скорость течения газа: . 21.6 Видим, что скорость течения газа возрастает с уменьшением давления и уменьшается с падением температуры. По длине участка давление снижается в степень сжатия раз (1,45 – 1,5 раза). Температура газа снижается менее чем в 1,2 раза. Таким образом, влияние изменения давления доминирует над изменением температуры, что приводит к возрастанию скорости течения газа по длине участка. После подстановки в (21.1) уравнений (21.5) и (21.6) и интегрирования (при условии Т = Тср= idem, z = zср= idem и λ = idem), получим: . 4 21.7 Учет газа при коммерческих операциях производится в объемных единицах приведенных к стандартным условиям (Т=293 К, P= 0,1 МПа). СТ , 21.8 61 где Q – объемная производительность МГ; СТ - плотность газа при стандартных условиях. После преобразований уравнение пропускной способности МГ принимает вид: 21.9 На практике обычно используют с = 105,087, при этом размерность остальных величин следующая: q – млн. м3/сут, P – МПа, L – км, D – м, Т – К (смешанная система единиц). Для определения пропускной способности необходимо определить:  коэффициент гидравлического сопротивления;  среднее давление газа на участке;  среднюю температуру газа на участке;  коэффициент сжимаемости газа при Pср и Тср . 21.2.Определение коэффициента гидравлического сопротивления λ В общем случае коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости ε: 2∆экв , 21.10 где ∆экв - эквивалентная шероховатость труб. При отсутствии уточненных данных ∆экв принимается равным 0,03 мм. Число Рейнольдса определяется зависимостью: μ Приняв М и . 21.11 . 21.12 , получаем: 4 4 Для условий МГ можно считать динамическую вязкость постоянной величиной. В таком случае постоянной величиной будет и число Рейнольдса Re . Для расчетов МГ нормами технологического проектирования рекомендуется формула ВНИИгаза: 158 2∆экв , . 21.13 0,067 Эта формула справедлива для всей области турбулентного режима течения газа. МГ при полной их загрузке обычно работают в квадратичной зоне этого режима. Для определения зоны, в которой работает МГ, используются переходные значения числа Рейнольдса и производительности: 2∆экв , 11 , 21.14 ПЕР , . ∆ В квадратичной зоне влияние Re незначительно, поэтому: 2∆экв , 0,067 , ПЕР 1,334 ∙ 10 21.15 21.16 62 или при ∆экв 0,03 мм: 0,03817 , . 21.17 На гидравлическое сопротивление МГ оказывают влияние местные сопротивления и засорение труб. Для учета этих факторов при расчетах используется расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления: Р 1,05 , 21.18 где E – коэффициент гидравлической эффективности газопровода. В соответствии с ОНТП и правилами технической эксплуатации МГ принимается Е = 0,95 для газопровода, оборудованного узлами для очистки труб, и Е = 0,92 при их отсутствии. 21.3. Определение среднего давления Рср Пользуясь уравнением (21.9) можно определить давление в любой точке участка МГ: . 21.19 Из формулы (21.19) видно, что P2 меняется по длине участка линейно. Из рисунка видно, что: . Тогда для давления в любой точке участка можно записать: . 21.20 Следовательно, давление по длине участка меняется по параболическому закону и среднее давление должно определяться как среднегеометрическое. 2 . 21.21 ср 3 63 21.3.Определение средней температуры Тср Температурный режим участка МГ зависит от многих факторов. 1. Температура газа на входе в КС (Т2). 2. Повышение температуры газа при его компремировании: , П , ∙ 21.22 где ТВ – температура газа на выходе ЦН; ε – степень сжатия ЦН; ηп - политропический КПД ЦН. 3. Охлаждение газа в АВО: ∙ ∙ ∙ , 21.23 РМ где – температура на выходе КС; - теоретический теплосъем с одного АВО при двух работающих вентиляторах, Вт; , - коэффициенты тепловой эффек∙, тивности АВО при 1, 2 и 0 работающих вентиляторах; , , - количество АВО, работающих с 2, 1 и 0 вентиляторов; М – массовый расход газа через все АВО; РМ - теплоемкость газа при условиях АВО. Схема работы АВО определяется из условия минимума затрат электроэнергии для обеспечения оптимальной температуры газа на КС. Не рекомендуется принимать температуру на выходе КС t1 > 50 0C . 4. Охлаждение газа в трубопроводе. Газ на участке охлаждается вследствие теплообмена с окружающей средой и его расширения при снижении давления. В дифференциальной форме изменение температуры газа на участке между КС можно записать следующим образом: РМ , 21.24 где - коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа; k – полный коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 * К); - температура окружающей среды, К. Приняв: , 2 СР после интегрирования и преобразований получаем: 64 exp 2 СР 1 exp , 21.25 где РМ . 21.26 Пренебрегая влиянием дросселирования газа, получим уравнение Шухова: exp . 21.27 В соответствии с (21.27) температура газа стремится к температуре окружающей среды. С учетом дроссельного эффекта температура газа в конце участка меньше температуры окружающей среды. При температуре грунта близкой к 0 0С температура газа может быть отрицательной, что вызовет промораживание грунта вокруг труб и дополнительные деформации трубопровода. Рекомендуется ограничивать температуру газа в конце участка Т2 = 271 – 273 К, что приводит к ограничению температуры газа на выходе КС. Так как температура газа по длине участка меняется экспоненциально, то средняя температура определяется как среднегеометрическая: 1 exp Тср Т 1 exp 1 . 21.8 2 СР 21.4.Физические свойства газа Базовыми параметрами являются относительная плотность газа или плотность газа при стандартных условиях: 1,205 . ст Критические параметры газа: 0,1773 26,831 21.29 кр ст , МПа 156,24 0,0564 21.30 кр ст , К. Приведенные параметры газа: Pпр = Р/Ркр , Тпр = Т/Ткр . (21.31) Коэффициент сжимаемости газа: 0.0241 пр 1 , 21.32 где 1 1,68 пр 0,78 пр Динамическая вязкость газа: 0,0107 пр . 65 μ 5,1 ∙ 10 1 ст 1,1 ст 0,037 пр 1 0,104 пр ∗ 1 пр 30 Па ∙ с . Удельная теплоемкость газа: СР 1,696 1,838 ∙ 10 1.96 ∙ 10 Коэффициент Джоуля-Томсона: 1 0,980 ∙ 10 СР 1,5 . 0.1 , кДж кг ∙ К пр 1 21.33 , 21.34 21.35 66 22. Гидравлический расчет сложных газопроводов Реальные МГ всегда являются сложными трубопроводами, т.е. его отдельные участки отличаются друг от друга внутренними диаметрами или количеством параллельных ниток. Такие трубопроводы можно рассчитывать последовательно по участкам или целиком, заменяя расчет сложного трубопровода расчетом простого. Второй подход является менее трудоемким и более используемым. Переход к расчету простого трубопровода производится использованием понятия эквивалентного диаметра. Эквивалентный диаметр – это диаметр простого трубопровода, имеющего пропускную способность, равную пропускной способности реального трубопровода при прочих равных условиях. При параллельном соединении простых трубопроводов: , Э . . 22.1 . 22.2 При последовательном соединении трубопроводов: . Э ∑ , В общем случае сложного газопровода эквивалентный диаметр последовательным использованием формул (22.1) и (22.2). Э определяется 67 23. Нагрузки, действующие на трубопровод при подземной прокладке Магистральные и промысловые трубопроводы находятся в процессе эксплуатации в сложном напряженном состоянии, подвергаясь воздействию не только внутреннего давления, но и многих других нагрузок, проявляющихся в особых ситуациях. К нагрузкам относятся внутреннее давление продукта в трубе, вес конструкций, давление грунта, снега и ветра, внешнее гидростатическое давление, архимедова сила. К воздействиям относят предварительное напряжение элементов, изменение температуры, просадки оснований и сейсмические явления. Учет внутреннего давления при расчетах прочности трубопровода обязателен, а остальные нагрузки учитываются в зависимости от конкретных условий. Нагрузки и воздействия по продолжительности приложения бывают постоянные, временные длительные, кратковременные и особые. К постоянным нагрузкам относятся вес трубопровода, давление грунта, выталкивающая сила воды. К временным длительным нагрузкам – вес продукта в трубе, температурные воздействия. К кратковременным нагрузкам – снеговая и гололедная, ветровая, воздействия и нагрузки при пропуске очистных устройств и испытании трубопроводов, сейсмические воздействия. К особым нагрузкам относят селевые потоки, деформации земной поверхности в карстовых районах и районах подземных выработок, а также деформаций грунта, сопровождающихся изменением его структуры. Н Нормативные нагрузки – это наибольшие внешние нагрузки, допускаемые при нормальной эксплуатации трубопровода. Расчетные нагрузки Р отличаются от нормативных нагрузок на величину коэффициента надежности по перегрузке при наиболее неблагоприятных условиях. ∙ Н. 23.1 Р Нагрузки и воздействия, связанные с осадками и пучениями грунта, перемещением опор, определяются на основании анализа грунтовых условий в процессе строительства и эксплуатации трубопровода. Параметры сейсмических колебаний грунта назначаются без учета заглубления трубопровода, как для сооружения, расположенного на поверхности земли. При расчете трубопровода на прочность и устойчивость, а также при выборе типа изоляции следует учитывать температуру поступающего продукта и ее изменение по длине в процессе перекачки. Нормативный температурный перепад в металле стенок труб принимается равным разнице между максимальной или минимальной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода (привариваются компенсаторы, проводится засыпка трубы). Интенсивность вертикального распределения нагрузки на грунт qэ или опоры в процессе эксплуатации трубопровода формируется за счет веса продукта в трубе qп и за счет собственного веса qо трубопровода: 23.2 э п о. При установлении температурного перепада ∆ и невозможности температурных деформаций в трубопроводе формируются следующие напряжения: ∆ , 23.3 68 где - коэффициент линейного расширения материала трубы; E – модуль упругости (Юнга) материала трубы; - температура, при которой фиксируются элементы конструкции в проектном положении; t – наибольшая или наименьшая расчетная температура. Усилия в трубопроводе, действующие в тангенциальном направлении, называют кольцевыми (рис. 23.1), в осевом направлении – продольными. Под воздействием внутреннего давления p в трубе с внутренним диаметром d в стенке толщиной δ формируется кольцевое напряжение: . 23.4 2 Зависимость между продольными и поперечными (кольцевыми) напряжениями определяется через коэффициент Пуассона µ следующим образом: 23.5 пр кц . В процессе строительства трубопровод искривляется как в горизонтальном, так и в вертикальном направлении. Изгиб вызывает появление в стенке трубы дополнительных напряжений, которые зависят от радиуса упругого изгиба R и геометрических характеристик трубы. При изгибе постоянный на всем участке изгибающий момент: кц М , 23.6 где J – осевой момент инерции сечения. Этот момент обуславливает возникновение в сечении трубы напряжений, распределяющихся по линейному закону. Наибольшие продольные напряжения в трубе от изгибающего момента: пр 2 . 23.7 где D – наружный диаметр трубопровода. Если трубопровод не может перемещаться в продольном и поперечном направлении, то при совместном действии внутреннего давления, температуры и изгибающего момента продольные напряжения в искривленном трубопроводе определяются в соответствии с (23.3), (23.4) и (23.7) следующей зависимостью: . 23.8 2 Знак «минус» в (23.8) относится к случаю, когда ∆ имеет отрицательное значение, т.е. расчетная температура меньше начальной температуры. В таком случае растягивающие продольные напряжения увеличиваются. пр кц ∆ 69 В случае, когда ∆ имеет положительное значение, растягивающие напряжения уменьшаются и даже могут стать сжимающими. Искривление трубопровода в вертикальной плоскости более опасно, так как в этом случае трубопровод в процессе эксплуатации может выйти на дневную поверхность. 70 24. Расчет подземных трубопроводов на прочность и устойчивость Под прочностью трубопровода понимают его способность сопротивляться внутренним и внешним нагрузкам без разрушения. Под устойчивостью трубопровода понимают его способность сохранять первоначальное положение при самом неблагоприятном сочетании нагрузок и воздействий. Расчет трубопровода на прочность и устойчивость включает определение толщины стенок труб и соединительных деталей, проведение проверочного расчета с оценкой прочности и устойчивости рассматриваемого трубопровода, включая оценку устойчивости против всплытия. 24.1. Определение толщины стенки трубопровода Расчетную толщину стенки трубопровода определяют по формуле: н , 24.1 2 где p – рабочее давление (избыточное); Dн – наружный диаметр трубы; n1 – коэффициент надежности по нагрузке: n1 = 1,15 для нефте- и нефтепродуктопроводов, работающих по системе «из насоса в насос»; n1 = 1,1 – во всех остальных случаях; R1 – расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений. н ∙ н , 24.2 где н - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и свар- коэффициент услоных соединений, равное минимальному пределу прочности σвр; вий работы трубопровода ( 0,9 для трубопроводов III и IV категорий, 0,75 для трубопроводов I и II категорий и 0,6 для трубопроводов категории B); - коэффициент надежности по материалу; н - коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра (для н 1000 мм н 1, для н 1200 мм н 1,05). При наличии продольных осевых сжимающих напряжений расчетную толщину стенки определяют по формуле: н где , 24.3 2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб. 1 где пр 0,75 пр пр 0,5 , 24.4 - абсолютное значение продольных осевых сжимающих напряжений. пр ∆ , 24.5 где – коэффициент линейного расширения металла трубы, 12 ∙ 10 град ; 5 E – модуль упругости металла (Юнга) (сталь), E = 2,06*10 МПа; ∆ - расчетный температурный перепад; d – внутренний диаметр трубы; - коэффициент Пуассона, 0,3. Абсолютное значение максимального положительного ∆ или отрицательного ∆ температурного перепада, при котором толщина стенки определяется по формуле (24.1), определяют по формулам: 1 ∆ ;∆ . 24.6 71 Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения н , предусмотренного гос. стандартами или техническими условиями. Минимально допустимая толщина стенки трубы должна быть не менее 1/140 наружного диаметра трубы, но не менее 4 мм. 24.2. Проверка прочности и устойчивости подземных трубопроводов Подземные и наземные (в насыпи) трубопроводы проверяют на прочность, деформацию и общую устойчивость в продольном направлении, а также против всплытия. 24.2.1. Проверка на прочность Проверку на прочность подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов в продольном направлении производят по условию: ∙ , 24.7 пр где пр – продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий; - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растя0 1, при сжимающих пр гивающих осевых продольных напряжениях пр 0 – определяемый по формуле: 1 где кц кц 0,75 0,5 кц , 24.8 - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления: кц ∙ н кц 2 н ; 24.9 н кц , 24.10 2 н н где кц - кольцевые напряжения от рабочего давления; н - фактическая толщина стенки трубопровода. 24.2.2. Проверка на отсутствие недопустимых пластических деформаций Проверку на отсутствие недопустимых пластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов производят по условиям: | н ПР | ∙ 0,9 н ∙ н ; 24.11 ∙ н; 24.12 0,9 н н - максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от где ПР нормативных нагрузок и воздействий; н - нормативное сопротивление, равное пределу текучести. ∙ н н н μ кц ∙∆ , 24.13 ПР 2 - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода; - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих прон н дольных напряжениях ПР 1, а при сжимающих ПР 0 определяется по формуле: н кц 72 1 н кц 0,75 ∙ н кц 0,5 н н ∙ . 24.14 0,9 н 0,9 н 24.2.3. Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству: 24.15 кр , где – эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода; кр продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода. ∆ , 24.16 т 0,5 кц где т – площадь поперченного сечения трубы. Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по формуле: 4,09 ∙ кр ∙ верт ∙ ∙ ∙ , 24.17 где P0 – сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины; qверт – сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины. Величина P0 определяется следующим образом: 24.18 н ∙ Сгр гр ∙ гр , где Сгр - коэффициент сцепления грунта; гр - среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом; гр - угол внутреннего трения грунта. Величина гр вычисляется по формуле: 2 н гр гр н н 8 гр 2 н ∙ 45 гр 2 тр , 24.19 где гр - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, принимаемый равным 0,8; гр - удельный вес грунта; - высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта; тр - расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода ( м и с перекачиваемым продуктом пр , т.е. 24.20 тр м и пр . Нагрузка от собственного веса металла трубы: , 24.21 ∙ н 4 где с.в - коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, равный 1,1 , а при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения равный 0,95; м - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали м 78500 н/м ; Dн , d – соответственно наружный и внутренний диаметры трубы. Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов: ∙ ип ∙ ип ∙ ип ∙ об ∙ об ∙ об , 24.21 и с.в ∙ ∙ н ∙ м с.в ∙ м ∙ 73 , об - коэффициент, учитывающий величину нахлеста, для мастичной изоляции ип 1; при однослойной изоляции (обертке) ип об 1,09; при двухслойной изоляции (обертке) ип об 2,30; ип , ип - соответственно толщина и плотность изоляции; об , об - то же для оберточных материалов. Плотность мастичной изоляции может быть принята 1050 кг/м . Для ориентировочных расчетов вес пленочного изоляционного покрытия и различных устройств, которые могут быть установлены на трубопроводе, можно принять равным 10% от собственного веса металла трубы, т.е.: Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов: где ип , и 0,1 ∙ м . 24.22 Нагрузка от веса продукта, находящегося в трубопроводе единичной длины, пр р ∙ ∙ для нефти и нефтепродуктов; 4 24.23 ∙ для газа, где р - расчетная плотность нефти (нефтепродукта). ∙ гр гр ∙ н н ∙ н 24.24 тр . 2 8 Продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом: верт 2∙ кр ∙ н ∙ ∙ , 24.25 где -коэффициент нормального сопротивления грунта, или коэффициент постели грунта при сжатии. Если характер связи трубопровода с грунтом не определен, то из двух значений . и . , необходимо принимать меньшее. кр , найденных по формулам Для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода, выполненных упругим изгибом, в случае пластической связи трубы с грунтом критическое усилие: кр ∙ кр 0,375 ∙ верт ∙ ∙ , 24.26 , 24.27 или верт ∙ где – коэффициент, определяемы по номограмме, приведенной на рис. 24.1, в зависимости от параметров и : верт 1 ∙ верт ; верт , 24.28 где - радиус упругого изгиба трубопровода, соответствующий рельефу дна траншеи. . и . , выбирают Из двух значений кр , найденных по формулам меньшее. Продольную устойчивость для криволинейных участков проверяют в плоскости изгиба трубопровода, а для прямолинейных участков подземных трубопроводов – в вертикальной плоскости с радиусом начальной кривизны 5000 м. 74 Для ориентировочного и быстрого определения допустимого радиуса упругого изгиба можно использовать соотношение: 1000 ∙ у , 24.29 доп где Dу – условный диаметр трубопровода, м. Действительные радиусы R упругого изгиба трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях должны быть больше доп . Если доп , то следует применять специальные гнутые вставки труб. 75 25. Расчет трубопроводов на устойчивость против всплытия. Способы балластировки трубопроводов. 25.1.Расчет трубопровода на устойчивость против всплытия Устойчивость против всплытия трубопроводов, прокладываемых на периодически обводняемых участках трассы, а также на болотах, обеспечивается применением балластировки и с помощью пригрузов и анкеров. Нормативный вес балластировки в воде рассчитывается по формуле: 1 н 25.1 нв ∙ в изг тр доп , бал.в - коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый равным: для ЖБ гругде зов – 0,9, для чугунных – 1; нв - коэффициент надежности устойчивости против всплытия, принимаемый по табличным данным; в - расчетная выталкивающая сила воды, действующая на единицу длины трубопровода; изг – расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе трубопровода; тр – расчетная нагрузка от 1 п.м. трубы, заполненной продуктом, если в процессе эксплуатации невозможно ее опорожнение и замещение продукта воздухом. Параметры, входящие в формулу (25.1), рассчитываются по следующим зависимостям: в в ф 4 ; 25.2 , 25.3 9 где в – плотность воды с учетом содержания солей и мехпримесей, в 1100 … 1150 кг/м ; Dф – наружный диаметр футеровки; - постоянный коэффициент: для выпуклых кривых 8, для вогнутых 32; β – угол поворота оси трубопровода, рад; R – радиус кривизны рельефа дна траншеи, который д.б. Rmin упругого изгиба оси трубопровода из условия прочности. Нормативный вес балластировки в воздухе: изг н бал н бал.в г г н бал.в б , 25.4 ∙ нв где б - плотность материала балластировки: для бетонных грузов б 2300 кг/ м , для чугунных - б 7450 кг/м . Расстояние между центрами одиночных грузов, используемых для балластировки, определяется по формуле: б в 1 в б , 25.5 где г - масса одного груза, (табличные данные). Общее число грузов, необходимых для участка трубопровода длиной lт , составляет: г т г . 25.6 При балластировке трубопровода анкерными устройствами расстояние между ними находят по формуле: Банк 25.7 анк н , бал 76 где Банк - расчетная несущая способность устройства. 25.8 Банк анк ∙ анк ∙ анк ; где анк - количество анкеров в одном анкерном устройстве; анк - коэффициент условий работы анкеров; анк - несущая способность анкеров. Для винтовых анкеров с диаметром винтовой лопасти Dанк (табличные данные) при анк 1 , а также когда анк 2 и Dн / Dанк 3 , то анк 1. Если же анк 2, но 1 Dн / Dанк < 3, то величину коэффициента условий работы находят по формуле: н 0,25 ∙ 1 анк анк . 25.9 Для анкеров раскрывающегося типа (АР) в формулу (25.9) вместо ется расчетное значение диаметра: анк.э л 2∙ , анк подставля- 25.10 где л - суммарная площадь проекций лопастей на горизонтальную плоскость (табличные данные). Расчетная несущая способность анкера вычисляется по формуле: анк в н ∙ л ∙ ∙ Сгр ∙ гр ∙ а , 25.11 где в – коэффициент условий работы анкера при выдергивающей нагрузке (табличные данные); н - коэффициент надежности анкера, н 1,4; А, В – числовые коэффициенты, величина которых зависит от угла внутреннего трения (табличные данные); гр - средневзвешенный удельный вес грунтов, залегающих от дна траншеи до отметки заложения лопастей анкера (табличные данные); а – глубина заложения лопастей от дна траншеи. Площадь лопастей винтового анкера вычисляется по формуле: ∙ анк . 25.12 л 8 Требуемое число анкеров находится по формуле: анк анк ∙ т анк . 25.13 25.2.Способы балластировки трубопроводов Продольная устойчивость трубопроводов, прокладываемых на болотах, обводненных и заболоченных участках трассы, обеспечивается различными средствами балластировки, которые можно разделить на 2 основные группы. К средствам балластировки первой группы относятся устройства, воздействующие на трубопровод собственным весом:  одиночные ЖБ грузы;  одиночные чугунные грузы;  сплошное обетонирование труб;  минеральный грунт в оболочке из нетканых синтетических материалов;  комбинированные способы К средствам балластировки второй группы относятся анкерные устройства, несущую способность которых определяют свойствами грунтов: 77   винтовые анкерные устройства (ВАУ); раскрывающегося типа (АР); Винтовые анкеры ВАУ предназначены для закрепления от всплытия трубопроводов диаметров от 273 до 1420 мм, прокладываемых в условиях обводненной и заболоченной местности. Несущая способность анкера обеспечивается винтовой лопастью. Раскрывающиеся анкеры типа АР предназначены для закрепления от всплытия трубопроводов диаметром 1020-1420 мм в условиях обводненной и заболоченной местности, болот всех типов, на сезонно обводняемых поймах рек, на руслах малых рек и ручьев. Несущая способность анкера обеспечивается лопастями трапецеидальной формы, шарнирно закрепленными на штанге. Анкер погружается в грунт под действием ударной нагрузки и раскрывается обратным частичным выдергиванием. 78 79 26. Расчет радиусов упругого изгиба на криволинейных участках трассы Магистральный трубопровод любого диаметра и назначения имеет криволинейные участки в горизонтальной и вертикальной плоскостях, что обуславливается необходимостью обхода различных препятствий, рельефом местности и наличием различных переходов через естественные и искусственные препятствия. Повороты могут осуществляться при помощи упругого (свободного) изгиба, а также при помощи вварки кривых труб, изготовленных в холодном состоянии на трубогибочных станках, или крутоизогнутых вставок, изготовленных методом горячей штамповки или сваренных из отдельных сегментов. 26.1.Горизонтальный поворот Поворот трубопровода в горизонтальной плоскости характеризуется следующими параметрами (рис. 26.1):  гор - радиус поворота;   – угол поворота – угол между новым направлением трассы и продолжением старого направления; – тангенс: гор  2 ; 26.1 Б – биссектриса кривой: 1 Б 1 ; гор 26.2 2  К – длина кривой: К гор 180 ; 26.3 Поворот в горизонтальной плоскости образуется путем приложения к будущему криволинейному участку некоторой монтажной нагрузки P , при этом изгибаемый участок трубопровода длиной l представляет собой консоль, нагруженную на конце сосредоточенной силой P, создаваемой, например, трубоукладчиком (рис. 26.2). Изогнутая ось консоли имеет форму параболы с переменным по длине радиусом кривизны, минимальное значение которого имеет место в точке условного защемления трубопровода. 80 Радиус упругого изгиба трубопровода в горизонтальной плоскости из условия прочности определяется выражением: 3 н , 26.4 гор 4 и где и - максимально допустимые напряжения изгиба, определяемые как: и 0,9 н н н При положительном значении величины кц отрицательном рассчитывается по формуле (24.14). 1 н кц 0,75 0,9 н ∙ н кц ∆ . ∆ коэффициент н кц 0,5 н 26.5 0,9 н ∙ н 1, а при . Усилие, необходимое для изгиба трубопровода, равно: 3 гор гор . 26.6 81 Траншея при горизонтальном повороте отрывается по дуге окружности, характеризуемой уравнением: . 26.7 Получаемое несоответствие между изогнутой осью трубопровода и осью траншеи должно удовлетворять условию вписываемости трубы в траншею. Как показывают расчегор гор ты, наибольшее расхождение осей трубопровода и траншеи достигается в точке ∆ тр 14 ∙ 81 гор гор 4 9 , : 26.8 и не должно превышать допустимого значения: ∆ ∆ 26.9 н.и /2 , где В – ширина траншеи по дну; н.и - диаметр заизолированного трубопровода; P - усилие, необходимое для изгиба трубопровода, определяемое по формуле (26.7). Если трубопровод не вписывается в траншею, т.е. не выполняется условие (26.9), то следует увеличить ширину траншеи по дну B или уменьшить длину изгибаемого участка l, осуществляя требуемый поворот изгибом нескольких участков меньшей длины. 26.2.Вертикальный поворот Различают вертикальный поворот на вогнутом рельефе местности (рис. 26.3) и вертикальный поворот на выпуклом рельефе местности (рис. 26.4). Радиусы поворотов трубопровода и вертикальной плоскости определяются из двух условий: условия прочности и условия прилегания трубопровода ко дну траншеи под действием собственного веса. Поскольку ось трубопровода, изогнутого под действием собственного веса, представляет параболу, а профиль дна траншеи – дугу окружности, зависимости, предложенные ниже, составлены с учетом того, что в точке наибольшей кривизны трубопровода радиус упругого изгиба был больше или равен величине, определяемой следующим образом: 1000 ∙ у , 26.10 доп где Dу – условный диаметр трубопровода, м. 82 На вогнутом рельефе местности радиус формуле: вог из условия прочности определяется по 3 н , 5 и из условия прилегания ко дну траншеи – по формуле: 26.11 вог 384 вог 1 5 где – угол поворота трассы в радианах; трубопровода, тр м и . тр На выпуклом рельефе местности радиус 2 , тр - расчетная нагрузка от собственного веса вып из условия прочности: н , 2 и из условия прилегания ко дну траншеи – по формуле: вып 8 вып 26.12 тр 26.13 . 26.14 83 27. Строительство переходов трубопровода через естественные и искусственные препятствия Трубопроводы пересекают большое количество различных искусственных (ЖД, АД, каналы, водохранилища и т.п.) и естественных преград (реки, озера, болота, овраги и т.п.). Такие преграды называются переходами. В зависимости от вида препятствий переходы подразделяют на подводные, воздушные и подземные. Наиболее часто встречаемыми на трассах являются переходы МТ через водные преграды, которые по способу прокладки подразделяются на подводные и надводные (воздушные). 27.1.Подводные переходы трубопроводов через водные преграды. Прокладываемый трубопровод может быть заглубленным и незаглубленным. Наиболее распространена заглубленная схема, позволяющая надежно защитить ТП от внешних силовых воздействий. Подводные переходы подразделяются:  По числу ниток – на одно и многониточные;  По способу строительства – построенные траншейным способом, методом наклонно-направленного бурения (ННБ), микротоннелирования, методом протакскивания в трубу-футляр («труба в трубе»). Строительство ТП через водные преграды осуществляют открытым (траншейный) и закрытым (протаскивание) способом. 27.1.1. Траншейный (открытый) способ строительства ППМТ Разработка траншей На реках с глубиной воды до 0,5 м допускается применение экскаватора с обратной лопатой с перемещением по дну реки. При глубине более 0,5 м экскаватор должен работать с насыпной дамбы. При глубине воды более 1,5 м экскаватор может работать с понтона. При наличии скальных грунтов применяется предварительное рыхление взрывом. Укладка трубопровода При открытой прокладке применяются следующие способы укладки трубопровода:  Укладка протаскиванием по дну, в том числе с последовательным наращиванием нитки;  Укладка способом свободного погружения. Укладка протаскиванием Трубопровод протаскивают по дну подводной траншеи с одного берега к другому с помощью троса, заранее проложенного в траншее и трактора или лебедки (рис. ). 84 28. Строительство трубопроводов в условиях многолетнемерзлых грунтов 29. Строительство трубопроводов на болотистой местности 85 30. Классификация защитных покрытий трубопроводов 86 31. Способы защиты трубопроводов от наружной коррозии Применение защитных покрытий для трубопроводов является пассивным методом защиты от коррозии. В зависимости от используемых материалов различают в основном мастичные, полимерные и комбинированные покрытия. 31.1. Мастичные покрытия К мастичным относятся покрытия на основе битумных и асфальтосмолистых мастик. Конструкция битумных покрытий следующая: сначала идет слой грунтовки, получаемый при нанесении на трубу раствора битума в бензине и дизтопливе. Он заполняет все микронеровности на поверхности металла. Грунтовка служит для обеспечения более полного контакта, а следовательно, лучшей адгезии между поверхностью металла и основным изоляционным слоем – битумной мастикой. Битумные мастики представляют собой смесь битума, наполнителей (минеральных – асбеста, известняка, талька; органических – резиновой крошки; полимерных - полипропилен, полиэтилен) и пластификаторов (соевые масла). Битумную мастику наносят на трубу при температуре 150-180 0С. Расплавляя холодную грунтовку, мастика проникает во все микронеровности поверхности металла, обеспечивая хорошую адгезию изоляционного покрытия. Покрытие «Асмол» создано на основе асфальтосмолистых материалов. Оно обладает более высокими физико-механическими свойствами (пластичность, вязкость, адгезия и др.), а также имеет более низкую стоимость по сравнению с битумной мастикой. Асмольные мастики наносятся на трубопровод в трассовых условиях путем экструдирования. Для защиты слоя битумной мастики и увеличения ее прочности она покрывается сверху защитной оберткой (стеклохолстом, бризолом…). Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применяются при температуре транспортируемого продукта не более 40 0С и на трубопроводах диаметром не более 820 мм. 31.2.Полимерные покрытия (полиэтилен, полипропилен, полиуретан, эпоксидные смолы…) Различают полимерные ленты и полимерные мастики. Полимерные ленты в сравнении с мастиками более технологичны при нанесении и позволяют в значительной степени механизировать процесс изоляции. Кроме того они обладают высокими диэлектрическими свойствами. Изоляционные ленты выпускают на основе полиэтилена или поливинилхлорида (ПВХ). Они состоят из полимерной пленки-основы, на которую нанесен подклеивающий липкий слой. Основа ленты обладает необходимыми механическими и диэлектрическими свойствами, а подклеивающий слой обеспечивает требуемую адгезию с металлом трубы и герметизацию нахлеста между слоями ленты. На участках со сложными почвенно-климатическими условиями, и особенно на подводных переходах, где трубы нередко укладываются методом протаскивания, очень привлекательно выглядят антикоррозионные покрытия из полиуретанов. Данный материал обладает высокими изолирующими свойствами, значительной твердостью, эластичностью, высоким сопротивлением истиранию. 87 31.3.Комбинированные покрытия Покрытия на основе липких лент – недостаточно прочны и уязвимы для прокалывания острыми поверхностями. Битумные мастики – лишены этих недостатков, однако с течением времени они «старают»: теряют эластичность, становятся хрупкими, отслаиваются от трубопроводов. Комбинированное изоляционное покрытие «Пластобит» лишено указанных недостатков. Оно представляет собой комбинацию битумного и пленочного покрытий: на слой грунтовки наносится битумная мастика толщиной 3-4 мм, которая сразу же обматывается ПВХ пленкой без подклеивающего слоя. Величина нахлеста регулируется в пределах 3- 6 см. В момент намотки полимерного слоя часть мастики выдавливается под нахлест, что обеспечивает герметизацию мест нахлеста. Применяется для труб диаметром не более 820 мм (слабая несущая способность, малая ударная вязкость). Изоляционное покрытие «Армопластобит» отличается от «Пластобита» тем, что в нем в качестве армирующего материала используется нитепрошивная стеклосетка. «Армопластобит» допускается использовать на трубопроводах диаметром до 1220 мм включительно. Также разработаны битумно-полимерные изоляционные ленты для газонефтепроводов. Так, лента ЛИБ (лента изоляционная битумная) представляет собой рулонный материал, состоящий из основы (полимерной пленки), на которую нанесен слой битумной мастики. Наносится холодным способом. 88 32. Способы защиты трубопроводов от внутренней коррозии К пассивным методам защиты от внутренней коррозии относится металлизация труб (оцинковка, нанесение алюминиевого покрытия), остеклование, нанесение полимерного покрытия. Все эти процессы заключаются в нанесении на внутреннюю поверхность трубопровода защитного слоя из различных коррозионно-стойких материалов. Производится этот процесс в заводских условиях. На трассу же поставляются готовые трубы. Также эффективным способом является применение коррозионно-стойких труб. Также с недавних пор в нефтегазовой отрасли применяются полимерные трубы, которые не подвержены коррозии. 89 33. Катодная защита трубопроводов от коррозии Практика показывает, что даже тщательно выполненное изоляционное покрытие в процессе эксплуатации стареет: теряет свои диэлектрические свойства, водоустойчивость, адгезию. Встречаются повреждения изоляции при засыпке трубопроводов в траншее, при их температурных перемещениях, при воздействии корней растений. Кроме того, в покрытиях остается некоторое количество незамеченных при проверке дефектов. Таким образом, изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Исходя из этого, защита трубопроводов от подземной коррозии должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ). Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризацией трубопроводов (отклонением потенциала трубопровода от равновесного значения под действием тока). Если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной. Катодная защита – электро-химическая защита металлов от коррозии, при которой защищаемое изделие является катодом, а анодный заземлитель - анодом; направлена на смещение потенциала корродирующей поверхности в катодную сторону до стационарного (так называемого защитного). Принципиальная схема катодной защиты показана на рис. 33.1. Источником постоянного тока является станция катодной защиты 3, где с помощью выпрямителей переменный ток от вдольтрассовой ЛЭП 1, поступающий через трансформаторный пункт 2, преобразуется в постоянный. Отрицательным полюсом источник с помощью кабеля 6 подключен к защищаемому трубопроводу 4, а положительным – к анодному заземлению 5. При включении источника тока электрическая цепь замыкается через почвенный электролит. Принцип действия катодной защиты аналогичен процессу электролиза. Под воздействием приложенного электрического поля источника начинается движение электронов от анодного заземлителя к защищаемому сооружению. Теряя электроны, атомы металла анодного заземления переходят в виде ион-атомов в раствор электролита, т. е. анодное заземление разрушается. У защищаемого сооружения вследствие работы источника 90 постоянного тока искусственно создается отрицательный потенциал на его поверхности и наблюдается избыток свободных электронов. В результате этого предотвращается разрушение трубопровода. Анодное заземление выполняется из нескольких параллельно соединенных электродов (заземлителей). Различают поврехностные и глубинные анодные заземления. Поверхностные сопротивления бывают с горизонтальным и вертикальным размещением электродов (рис. 33.2). Горизонтальное заземление (рис. 33.2а) выполняется из труб, рельсов, специальных заземлителей, закладываемых на некоторую глубину в один или два ряда. Его достоинствами являются простота выполнения земляных работ, одинаковые условия работы всей поверхности электродов, а также доступность всех частей заземления для ремонта. Однако под такие заземления требуются большие площадки. Вертикальное заземление (рис. 33.2б) выполняется в виде одного или нескольких вертикальных электродов, расположенных в один или два ряда на расстоянии 4-5 м друг от друга. Это позволяет уменьшить размеры площадки под заземление. Однако увеличивается трудоемкость работ по монтажу заземления, не все его элементы доступны для ремонта, а верхняя и нижняя части электродов работают в различных условиях. Глубинные анодные заземления применяют, как правило, в засушливых регионах. Они представляют собой «гирлянду» заземлителей, помещенных в скважину глубиной несколько десятков метров. В этом случае электроды находятся во влажных слоях почвы, что уменьшает сопротивление. Однако любое повреждение соединительного кабеля между электродами способно привести к выходу из строя значительной части заземления. Электроды анодного заземления изготавливают из любого токопроводящего материала (металла, графита…), но наибольшее распространение получили заземлители из черных металлов, особенно из стали. Срок службы анодного заземления должен составлять не менее 15 лет. Целью расчета катодной защиты МТ является определение количества СКЗ, а также параметров их работы (силы дренажного тока и необходимой мощности). 91 34. Протекторная защита трубопроводов от коррозии Протекторной называется защита металлических сооружений, при которой к сооружению присоединяется металл, имеющий более электроотрицательный потенциал. Принцип действия протекторной защиты аналогичен работе гальванического элемента (рис. 34.1). Два электрода: трубопровод 1 и протектор 2, изготовленный из более электроотрицательного металла, чем сталь, опущены в почвенный электролит и соединены проводником 3. Так как материал протектора является более электроотрицательным, то под действием разности потенциалов происходит направленное движение электронов от протектора к трубопроводу по проводнику 3, что приводит к разрушению протектора 2. Сила тока при этом контролируется с помощью контрольно-измерительной колонки 4. Теоретически для защиты стальных сооружений от коррозии могут быть использованы все металлы, расположенные в электрохимическом ряду напряжений левее железа, так как они более электроотрицательны. Практически же протекторы изготавливаются из сплавов магния (Mg), цинка (Zn) и алюминия (Al) с добавками, улучшающими работу протекторной защиты. В зависимости от преобладающего компонента сплавы бывают магниевые, цинковые и алюминиевые. В качестве добавок используют марганец (Mn) (способствует повышению токоотдачи), индий (In) (препятствует образованию плотной окисной пленки на поверхности сплава, а значит его пассивации) и другие металлы. Протекторную защиту рекомендуется использовать в грунтах с удельным сопротивлением не более 50 Ом*м. Применяют защиту протекторами, расположенными как поодиночке, так и группами. При проектировании протекторной защиты определяют расстояние между групповыми протекторными установками, необходимое число протекторов в группе и срок службы протекторной установки. 92 35. Электродренажная защита трубопроводов Электродренажная защита – это метод защиты трубопроводов от разрушения блуждающими токами, предусматривающий их отвод (дренаж) с защищаемого сооружения на сооружение – источник блуждающих токов либо специальное заземление. Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи. Прямой электрический дренаж – это дренажное устройство двусторонней проводимости. Схема прямого электрического дренажа (рис. 35.1а) включает: реостат 4, рубильник 5, плавкий предохранитель 7 и сигнальное реле 8. Сила тока в цепи «трубопровод – рельс» регулируется реостатом. Если величина тока превысит допустимую величину, то плавкий предохранитель сгорит, ток потечет по обмотке реле, при срабатывании которого включается звуковой или световой сигнал. Прямой электрический дренаж применяется в тех случаях, когда потенциал трубопровода постоянно выше потенциала рельсовой сети, куда отводятся блуждающие токи. В противном случае дренаж превратится в канал для натекания блуждающих токов на трубопровод. 93 Поляризованный электрический дренаж (рис. 35.1б) – это дренажное устройство, обладающее односторонней проводимостью. От прямого дренажа поляризованный отличается наличием элемента односторонней проводимости (вентильный элемент) 6. При поляризованном дренаже ток протекает только от трубопровода к рельсу, что исключает натекание блуждающих токов на трубопровод по дренажному проводу. Усиленный дренаж (рис. 35.1в) применяется в тех случаях, когда нужно не только отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспечить на нем необходимую величину защитного потенциала. Усиленный дренаж представляет собой обычную катодную станцию, подключенную отрицательным полюсом к защищаемому сооружению, а положительным – не к анодному заземлению, а к рельсам электрифицированного транспорта. За счет такой схемы подключения обеспечивается: во-первых, поляризованный дренаж (за счет работы вентильных элементов в схеме СКЗ), а во-вторых, катодная станция удерживает необходимый защитный потенциал трубопровода. После ввода трубопровода в эксплуатацию производится регулировка параметров работы системы их защиты от коррозии. При необходимости с учетом фактического положения дел могут вводиться в эксплуатацию дополнительные станции катодной и дренажной защиты, а также протекторные установки. Целью расчета электродренажной защиты является определение площади сечения дренажного кабеля и параметров работы дренажной защиты. 94 36. Виды ремонтных работ на линейной части магистральных трубопроводов Система планово-предупредительных ремонтов (ППР) линейной части МТ включает техническое обслуживание и плановые ремонты. В свою очередь, в техническое обслуживание входят технические осмотры. Технические осмотры линейной части МТ включают: - патрулирование трассы, т.е. визуальное наблюдение с целью своевременного обнаружения опасных ситуаций, угрожающих целостности и безопасности МТ или безопасности окружающей среды; - регулярные осмотры и обследования всех сооружений с применением технических средств, с целью определения их технического состояния. В зависимости от особенностей эксплуатируемого трубопровода, степени повреждений трассы и объектов на линейной части, износа трубопроводных систем и трудоемкости ремонтных работ различают следующие виды плановых ремонтов: текущий и капитальный. Текущий ремонт выполняется для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования и сооружений МТ и представляет собой замену и (или) восстановление отдельных частей его оборудования. Выполняется, как правило, совместно с техническим обслуживанием по утвержденному графику. Капитальный ремонт выполняется для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановления ресурса линейной части, оборудования и сооружений МТ с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые. Техническое задание на ремонт МТ должно предусматривать достижение тех же показателей, которые были у вновь построенного трубопровода (рабочее давление, пропускная способность и т. д.). Капитальный ремонт трубопроводов по характеру и технологии проведения работ подразделяют на следующие виды: - с заменой трубы; - с заменой изоляционного покрытия; - выборочный. Ремонт с заменой трубы производится следующими способами: 1. Путем укладки в совмещенную траншею вновь прокладываемого участка трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажем последнего; 2. Путем укладки в отдельную траншею, в пределах существующего технического коридора коммуникаций, вновь прокладываемого участка трубопровода с последующим вскрытием и демонтажем заменяемого; 3. Путем демонтажа заменяемого трубопровода и укладки вновь прокладываемого трубопровода в прежнее проектное положение. Ремонт трубопровода с устранением дефектов трубы, сварных швов и заменой изоляционного покрытия (сплошной ремонт с заменой изоляции) может производиться без остановки перекачки при давлении не более 2,5 МПа следующими способами: 1. С подъемом трубопровода в траншее для трубопроводов диаметрами от 219 до 720 мм; 2. С подъемом трубопровода и укладкой его на лежки в траншее для трубопроводов диаметрами от 219 до 720 мм; 3. Без подъема трубопровода с сохранением его положения для трубопроводов диаметром от 820 до 1220 мм. 95 Выборочный ремонт – это локальный ремонт линейной части нефтепровода с целью ликвидации дефектов на ограниченном участке нефтепровода. Выборочный ремонт без остановки перекачки может выполняться при давлении не более 2,5 МПа без подъема трубопровода с сохранением его положения в траншее согласно требованиям действующих нормативных документов для конкретного метода ремонта. Выборочный ремонт включает: - ремонт участков длиной до 20 Dу; - ремонт протяженных участков методом последовательных захваток или с использованием грунтовых опор; - ремонт участков, прилегающих к узлам линейной арматуры; - ремонт участков трубы с гофрами, с заменой «катушки», узлов линейной арматуры и т.п. 96 37. Технология производства ремонтных работ на линейной части магистральных трубопроводов. 37.1.Текущий ремонт по восстановлению стенки трубы Дефект МТ – это отклонение геометрического параметра трубы, сварного шва, качества материала трубы, не соответствующее требованиям действующих нормативных документов и возникающее при изготовлении трубы, строительстве или эксплуатации трубопровода, а также недопустимые конструктивные элементы и соединительные детали, установленные на МТ и обнаруживаемые внутритрубной диагностикой, визуальным или приборным контролем или по результатам анализа исполнительной документации объекта. Согласно действующей нормативно-технической документации (НТД) все дефекты делятся на следующие группы: - дефекты геометрии трубы; - дефекты стенки трубы; - дефекты сварного шва; - комбинированные дефекты; - недопустимые конструктивные элементы. Дефекты геометрии трубы связаны с изменением ее формы. К ним относятся следующие дефекты: вмятина – локальное уменьшение проходного сечения трубы в результате механического воздействия, при котором не происходит излома оси трубопровода; гофр – чередующиеся поперечные выпуклости и вогнутости стенки трубы, приводящие к излому оси и уменьшению проходного сечения трубопровода; овальность – дефект, при котором сечение трубы имеет отклонение от цилиндрической формы. К дефектам стенки трубы относятся: потеря металла – изменение номинальной толщины стенки трубы, характеризующееся локальным утонением в результате механического или коррозионного повреждения или обусловленное технологией изготовления; риска (царапина, задир) – потеря металла, происшедшая в результате взаимодействия стенки трубы с твердым телом; расслоение – несплошность металла стенки трубы; расслоение с выходом на поверхность – расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы; расслоение в околошовной зоне – расслоение, примыкающее к сварному шву; трещина – дефект в виде узкого разрыва металла стенки трубы. Дефекты сварного шва – это дефекты непосредственно в сварном шве или в околошовной зоне, выявленные любыми методами наружной и внутритрубной диагностики. К дефектам сварного шва относятся: трещины, непровары, несплавления, поры, шлаковые включения, подрезы, превышения проплава и др. Комбинированными дефектами являются различные комбинации из дефектов, приведенных выше. Недопустимые конструктивные элементы – это элементы или соединительные детали, не соответствующие требованиям действующих НТД: тройники, плоские заглушки и днища, сварные секторные отводы, переходники, вварные и накладные заплаты всех видов и размеров. 97 Для ремонта дефектов МТ могут применяться следующие методы: - шлифовка; - заварка; - установка ремонтной конструкции (муфты, патрубки); - вырезка дефекта (замена «катушки» или замена участка). Ремонты шлифовкой, заваркой, вырезкой «катушек» и наложением некоторых видов конструкций относятся к постоянным методам ремонта, т. е. позволяют восстановить несущую способность дефектного участка до уровня бездефектного на все время его дальнейшей эксплуатации. Ремонт методами шлифовки и заварки проводится без остановки перекачки продукта. Ремонтные муфты монтируются на действующем трубопроводе как при остановке, так и без остановки перекачки. Устранение дефектов при капитальном ремонте выполняется при давлении в трубопроводе не выше 2,5 МПа. Запрещается наложение всех видов заплат (вварных, накладных) за исключением аварийных ситуаций. Ремонт шлифовкой. Этот метод используется при коррозионных дефектах, рисках, расслоениях с выходом на поверхность, при мелких трещинах. Максимальная глубина зашлифованного участка должна быть не более 20% номинальной толщины стенки. При шлифовке должна быть восстановлена плавная форма поверхности в целях снижения концентрации напряжений в месте дефекта. Зашлифованный участок должен подвергаться визуальному, магнитопорошковому контролю или контролю методом цветной дефектоскопии. Ремонт заваркой (заплавкой) дефекта. Этот метод разрешается применять при коррозионных дефектах с остаточной толщиной стенки не менее 5 мм. Заварка допускается, если максимальный линейный размер дефекта не превышает трех номинальных толщин стенки трубы. Заварку разрешается проводить только на полностью заполненном трубопроводе. Полость коррозионного повреждения и поверхность трубы зачищается до металлического блеска. После заварки дефекта наплавленный металл должен быть обработан шлифмашинкой до получения ровной поверхности и иметь усиление не более 1 мм с плавным переходом к основному металлу. Наплавленный металл подвергается визуальному, магнитопорошковому или ультразвуковому контролю. Установка ремонтных конструкций. Ремонтные конструкции делятся на два вида: для постоянного и временного ремонта. Конструкции для постоянного ремонта позволяют восстановить трубопровод на все время его дальнейшей эксплуатации. К этому виду конструкции относятся композитная муфта, обжимная приварная муфта, галтельная муфта (рис. 37.1). К конструкциям для временного ремонта относятся приварная необжимная муфта и приварная муфта с коническими переходами. Муфты этого типа разрешается применять для аварийного ремонта с последующей заменой на постоянные методы ремонта. Муфты должны быть изготовлены в заводских условиях. Их изготавливают из листового материала или из новых прямошовных или бесшовных труб, предназначенных для сооружения МТ. Толщина стенки муфты должна быть не менее толщины стенки ремонтируемой трубы. 98 Подъем и опускание нефтепровода при ведении работ по установке муфт не допускаются. При установке муфты на трубу все монтажные сварные швы должны пройти визуальный и ультразвуковой контроль. Технология установки композитной муфты Муфта монтируется из двух свариваемых между собой полумуфт. Между муфтой и ремонтируемой трубой остается кольцевой зазор от 6 до 40 мм, который регулируется установочными болтами (рис. 37.2). Края кольцевого зазора герметизируются быстро твердеющим герметиком. После затвердевания торцового герметика установочные болты выворачиваются заподлицо с внутренней поверхностью муфты. Уровень заполнения муфты композитным составом определяется через контрольные отверстия малого диаметра, в которые наживлены болты. После затвердевания композитного состава все выступающие из муфты детали обрезаются заподлицо с наружной поверхностью муфты. Технология установки приварных муфт Кромки муфты и прилегающие к ним поверхности очищают до металлического блеска. Участки поверхности трубы, примыкающие к кромкам муфты, также должны быть очищены до металлического блеска. Полумуфты свариваются между собой продольными швами. Для предотвращения продольного сплавления со стенкой трубопровода, муфты комплектуются подкладочными пластинами. Технологические кольца и муфта привариваются кольцевыми швами к стенке трубопровода. Для получения требуемого зазора допускается стягивать полумуфты при помощи наружного центратора или сборочных скоб. 99 100 38. Ремонт магистрального нефтепровода с заменой «катушки» Суть этого вида ремонта заключается в том, что участок трубы с дефектом вырезают и заменяют бездефектной трубой – «катушкой». Вырезка дефекта применяется в следующих случаях: - недопустимое сужение проходного сечения нефтепровода; - невозможность отремонтировать трубопровод другими, менее радикальными методами (протяженная трещина, глубокая вмятина с трещиной или коррозией, чрезмерная длина дефектного участка и др.) Врезка «катушек» должна выполняться в следующем порядке: - проведение подготовительных работ; - подготовка линейных задвижек и проверка их герметичности; - остановка перекачки нефти по трубопроводу путем отключения насосных агрегатов НПС и перекрытия участка производства работ линейными задвижками; - врезка вантузов; - освобождение от нефти ремонтируемого участка нефтепровода; - вырезка «катушки» безогневым методом (труборезными машинами) или с использованием энергии зврыва; - герметизация внутренней полости нефтепровода; - вварка новой «катушки» и контроль качества сварных соединений; - заполнение трубопровода нефтью; - вывод трубопровода на необходимый режим работы. В технологию ремонтных работ входит врезка вантузов. Вантуз – это патрубок с задвижкой, устанавливаемый под прямым углом к оси трубопровода. Вантузы предназначены для подсоединения насосных агрегатов при опорожнении ремонтируемого участка и закачки нефти в нефтепровод после ремонта, а также для впуска воздуха при освобождении и выпуска газовоздушной смеси при заполнении нефтепровода. Место установки вантузов зависит от их назначения: при откачке нефти – в самых низких местах трассы, при закачке – на ремонтируемом участке по верхней образующей, для впуска (выпуска) воздуха – по верхней образующей в местах трассы ремонтируемого участка с наиболее высокой геодезической отметкой. Количество и диаметр врезаемых вантузов зависит от объема откачиваемой (закачиваемой) нефти. После замены «катушки» и подключения участка вантузы подлежат вырезке. В случае дальнейшего использования вантуза после окончания ремонтных работ на его фланец монтируется заглушка. Для освобождения ремонтируемого участка нефтепровода от нефти используются следующие технологические схемы: - откачка нефти в резервуары НПС; - откачка нефти в параллельный нефтепровод; - сброс нефти самотеком в резервуары НПС; - откачка нефти в передвижные емкости, сборно-разборные резервуары и резинотканевые резервуары; - откачка нефти в земляной амбар (рис. 38.1). 101 После освобождения нефтепровода от нефти, вырезки дефектной «катушки» до выполнения огневых и сварочно-монтажных работ (СМР) внутренняя полость трубопровода должна быть перекрыта. Внутренняя полость трубопровода должна перекрываться многоразовыми герметизаторами из резинокордной оболочки типа «Кайман» и пневматическими заглушающими устрйоствами (ПЗУ). Герметизаторы "Кайман" предназначены для временного перекрытия внутренней полости трубопровода, опорожненного от нефти, нефтепродуктов или газа с целью предотвращения выхода горючих газов при ремонтно-восстановительных работах, выполняемых методом вырезки катушки (рис. 38.2). Установка герметизаторов осуществляется через открытые концы трубы после вырезки арматуры, катушки или дефектного участка трубопровода. 102 Рис. 38.2 Перекрывающее устройство "Кайман": 1 — корпус; 2 — герметизирующая оболочка; 3 — элемент центрирующий. Герметизатор ПЗУ представляет собой замкнутую резинокордовую оболочку с металлическим вентилем в одном из днищ для подачи в оболочку сжатого воздуха (инертного газа) и предназначен для временного перекрытия внутренней полости трубопровода, с целью предотвращения выхода взрывоопасных и горючих паров при ремонтновосстановительных работах на линейной части магистральных трубопроводов (рис. 38.3). Рис. 38.3. Пневматическое заглушающее устройство ПЗУ: 1 — ушки; 2 — оболочка; 3 — ниппель. Герметизаторы удаляются с места проведения ремонтных работ после их окончания потоком перекачиваемой нефти до камер приема СОД, которые используются для приема герметизаторов. Установка герметизаторов в полость нефетпровода производится с открытого торца трубопровода по следующей схеме (рис. 38. 4). 103 При установке в трубопровод ПЗУ заглушке придают компактную форму, помещают в трубу и наполняют сжатым воздухом (инертным газом). Расширяясь, заглушка плотно прилегает к стенкам трубопровода, надежно перекрывая его. По окончании ремонтных работ из заглушки выпускают воздух и извлекают ее из трубопровода. Отверстие в трубопроводе для установки устройства должно быть заглушено металлической пробкой и обварено. 104 39. Аварийно-восстановительные работы на магистральных трубопроводах. Аварией на МН считается внезапное истечение нефти в результате полного разрушения или повреждения нефтепровода или его элементов, сопровождаемое одним или несколькими из следующих событий: - смертельным травматизмом людей; - травмированием людей с потерей трудоспособности; - воспламенением нефти или взрывом ее паров; - загрязнение рек, водоемов и водотоков сверх пределов; - утечками нефти объемом более 10 м3 . Инцидентом на объектах МТ является отказ или повреждение оборудования, отклонения от режима технологического процесса, нарушения законодательных и правовых актов РФ и нормативных документов, устанавливающих правила ведения работ на объектах МТ, которые могут сопровождаться утечками нефти объемом менее 10 м3 без воспламенения нефти или взрыва ее паров, без загрязнения водотоков. При эксплуатации МН имеют место два основных вида повреждений линейной части: - сквозные коррозионные повреждения (свищи); - трещины и разрывы в стенке трубопровода и сварных стыках. Эти повреждения вызываются следующими причинами: - коррозией металла из-за некачественной изоляции, наличием блуждающих токов, неудовлетворительной работой электрозащиты и т. д.; - скрытыми дефектами труб, дефектами сварки при монтаже трубопроводов, нарушением технологии монтажа; - нарушением правил эксплуатации; - внешними воздействиями (повреждение посторонними лицами, наезд тяжелого транспорта, оползни и др.). Выбор метода ликвидации повреждения зависит от вида дефекта. К аварийным дефектам обычно относят сквозные трещины в сварных швах и основном металле трубы, сквозные коррозионные повреждения (свищи) и разрывы кольцевых монтажных швов, продольных или спиральных сварных швов и по металлу трубы. Одиночные дефекты в виде сквозных отверстий диаметром до 12 мм могут быть устранены забивкой стальных пробок («чопиков») с последующей их обваркой. Для обеспечения плотности «чопики» изготавливают диаметром до 12 мм конической формы. Отверстие для установки «чопика» формируется заранее по его диаметру с помощью сверла. «Чопик» не должен препятствовать прохождению очистных и внутриинспекционных снарядов и выступать внутрь трубы более чем на 5 мм. «Чопик» забивают до полного устранения течи, после чего наружную выступающую часть обваривают электросваркой с формированием на поверхности трубы усиления по периметру «чопика». Не допускается устанавливать более одного «чопика» по периметру поперечного сечения нефтепровода. Расстояние между «чопиками» по продольной оси нефтепровода должно быть не менее 0,5 м. При ремонте дефектов с небольшими утечками нефти разрешается использовать временные методы ремонта. В частности, для прекращения течи нефти из нефтепровода могут применяться накладные элементы с уплотняющей прокладкой, прижатой к поверхности трубы при помощи наружных центраторов, прижимных хомутов, струбцин или 105 домкратов с последующей обваркой накладных элементов и установкой на них муфт временного ремонта. Повреждения типа сквозных коррозионных свищей или несанкционированные врезки могут ремонтироваться приваркой патрубков с заглушками. Аварии и аварийные утечки на линейных задвижках ликвидируются в зависимости от вида неисправности следующим образом: - в сальниковых устройствах – донабивкой уплотнений сальниковых камер с помощью специальных приспособлений после остановки перекачки при отсутствии избыточного давления в нефтепроводе; - во фланцевых соединениях (между крышкой и корпусом задвижки) – заменой прокладок, с остановкой перекачки нефти и, при необходимости, с опорожнением участка нефтепровода; - при разгерметизации корпуса задвижки либо потере работоспособности запорного устройства – заменой задвижки на новую путем остановки перекачки нефти по нефтепроводу, опорожнением участка нефтепровода от нефти, вырезки дефектной и монтажом новой задвижки. Поврежденную арматуру вырезают таким же образом, как и поврежденный участок трубопровода. Аварийно-восстановительные работы на МН с вырезкой дефектного участка проводятся в следующей последовательности: - сооружение земляного амбара и сбор в него нефти; - подготовка ремонтной площадки и размещение на ней технических средств; - вскрытие аварийного участка нефтепровода и сооружение ремонтного котлована; - освобождение аварийного участка нефтепровода от нефти; - вырезка дефектного участка нефтепровода; - монтаж и варка «катушки»; - заварка отверстий (для отвода нефти); - контроль качества сварных швов; - пуск нефтепровода, вывод его на эксплуатационный режим; - изоляция отремонтированного участка нефтепровода; - засыпка нефтепровода. Приведенный перечень работ идентичен перечню работ при ремонте МН с вырезкой «катушки». Единственным отличием является использование траншеи для отвода разлитой нефти в земляной амбар, поскольку из-за значительной площади, занятой нефтью, применение трубопровода может оказаться неэффективным. 106 40. Методы и средства обнаружения утечек в магистральных трубопроводах. Появление утечки сопровождается целым рядом изменений физико-технического состояния трубопровода и пространства вблизи места их появления. Возникает характерный акустический шум, изменяются давление и скорость потока перекачиваемого продукта, потребляемая мощность перекачивающих агрегатов. Ощущается загазованность над поверхностью трассы. Изменяется температура, магнитное поле и электропроводность грунта в зоне выхода продукта из трубопровода. Объем выхода нефти в окружающую среду при потере герметичности зависит от диаметра трубопровода, расстояния между задвижками, рельефа местности, времени его обнаружения и устранения. К методам и средствам обнаружения утечек на МТ предъявляются следующие основные технические требования: - оперативность (быстродействие); - высокая чувствительность; - точность определения места утечки; - безопасность в эксплуатации; - обеспечение контроля трубопроводов большой протяженности; - высокая степень надежности, достоверность информации; - отсутствие помех, влияющих на режим перекачки; - экономичность; - готовность к работе при любых погодных условиях. Выполнять все эти требования в одном методе не представляется возможным, поэтому в настоящее время разработан ряд методов, позволяющих контролировать наличие утечек из трубопровода. По виду контролируемого параметра методы классифицируются следующим образом: - по понижению давления перекачиваемого продукта; - сравнение расходов перекачиваемого продукта; - по изменению количества перекачиваемого продукта (балансовый учет нефти); - по возникновению шума от утечки (ультразвуковой и акустический методы); - по наличию газов над поверхностью земли (метод трассирующих газов, лазерный газоаналитический метод); - по выходу перекачиваемого продукта на поверхность земли (визуальный метод); - по изменению давления при гидравлическом испытании. Выбор того или иного метода обнаружения утечек зависит от многих факторов: режима работы трубопровода, профиля трассы, требований к охране окружающей среды, климатических условий. При эксплуатации нефтепроводов используются следующие методы обнаружения утечек: визуальный, контроля давления, графоаналитический, балансового учета нефти, анализ изменения нагрузки электродвигателей, приборной диагностики (ультразвуковой и акустический), параметрического контроля расхода и давления. Сущность визуального метода заключается в обнаружении мест утечек нефти и нефтепродуктов из подземного трубопровода путем осмотра трассы трубопровода обходчиками, а также при передвижении вдоль трассы с использованием автотранспорта, речных катеров и авиации. Основными признаками визуального обнаружения утечки являются: - видимый выход нефти на поверхность земли; 107 - изменение цвета (пожелтение) растительности; - изменение цвета (потемнение) снежного покрова; - появление радужной пленки на поверхности воды. Эти признаки могут быть обнаружены обходчиками при патрулировании трассы МН, обслуживающим персоналом, а также посторонними лицами. Достоинства метода: - позволяет обнаружить места любых утечек нефти при выходе ее на поверхность земли; - эффективен при контроле в дневное время с помощью вертолетов и автотранспорта; Недостатки метода: - регулярное патрулирование обходчиками и с помощью наземного транспорта утомительно и трудоемко; - использование метода зависит от погодных условий, а также от времени суток; - в труднодоступной местности осмотр трассы возможен только с помощью авиации в дневное время; - затруднено обнаружение мест незначительных утечек. Обнаружение аварий и повреждений методом контроля за давлением в нефтепроводе осуществляется по показаниям манометров, установленных на НПС и трассе нефтепровода. Снижение давления на выкиде или на приеме НПС от величины, установленной технологическими картами или режимами является признаком аварийной утечки или повреждения нефтепровода. Изменение давления должно сопровождаться звуковым и световыми сигналами в операторной НПС и районном диспетчерском пункте. Метод позволяет определить только наличие утечек на нефтепроводе и не указывает места повреждения на трассе нефтепровода. Графоаналитический метод обнаружения утечки на линейной части (далее по тексту - ЛЧ) МН основан на построении линий гидравлического уклона трубопровода на участке нарушения герметичности. Метод определяет место повреждения нефтепровода. Погрешность определения места утечки графоаналитическим методом составляет около 10% от длины нефтепровода между соседними работающими НПС. При обнаружении аварии на основе метода балансового учета нефти проводится сравнение количества откачанной и поступившей нефти на пункты контроля. Метод обнаруживает наличие утечки, величина которой составляет более 2% расхода перекачиваемой нефти по нефтепроводу. Метод обнаружения утечек на ЛЧ МН на основе анализа причин изменения нагрузки электродвигателей приводов магистральных насосных агрегатов основан на регистрации изменения нагрузки более 3% от установившейся на данном режиме перекачки. Обнаружение наличия утечек нефти на нефтепроводе может осуществляться с использованием системы обнаружения утечек (далее по тексту - СОУ), принцип действия которой основан на непрерывном контроле изменений параметров расхода и давлений на нефтепроводе. Величина обнаруживаемой утечки и её место устанавливаются с точностью в соответствии с паспортными данными системы. 108 41. Последовательная перекачка нефти и нефтепродуктов. Определение объема смеси, образующейся при последовательной перекачке Метод последовательной перекачки нефтей и нефтепродуктов заключается в том, что различные по качеству углеводородные жидкости отдельными партиями определенных объемов перекачиваются по одному трубопроводу. При этом достигается максимально возможное использование пропускной способности трубопровода и освобождаются другие виды транспорта (ЖД, водный, автомобильный) от параллельных перевозок нефтей и нефтепродуктов. При последовательной перекачке различные нефтепродукты поступают с НПЗ в резервуары ГПС практически одновременно, а их перекачка производится последовательно – в виде отдельных следующих друг за другом партий. Особенностью последовательной перекачки является образование некоторого количества смеси в зоне контакта двух следующих друг за другом нефтепродуктов. Причиной смесеобразования является неравномерность осредненных местных скоростей по сечению трубопровода. Кроме того, некоторое количество смеси образуется при переключении системы задвижек на начальном пункте нефтепродуктопровода в период смены нефтепродуктов (такая смесь называется первичной). Для уменьшения количества смеси иногда применяются специальные устройства – разделители, помещаемые в зону контакта разносортных нефтепродуктов и двигающиеся совместно с ними по трубопроводу. Во избежание образования дополнительной смеси следует избегать остановок трубопровода при замещении одного нефтепродукта другим. Объем смеси, образующейся при контакте нефтепродуктов, сильно зависит от гидравлического режима их течения. При ламинарном режиме объем смеси достигает 4-5 объемов трубопровода. При турбулентном режиме он составляет только 0,005-0,01 объемов трубопровода. Исходя из этого, трубопроводы для последовательной перекачки нефтепродуктов работают при числах Рейнольдса более 10 000 (Re > 10 000). 41.1.Механизм смесеобразования В месте контакта последовательно движущихся жидкостей образуется смесь, количество которой зависит от многих факторов. Смесь – это некондиционный продукт, поэтому ее количество необходимо свести к минимуму. Для этого необходимо знать механизм смесеобразования и влияние определяющих параметров на величину объема смеси. В зависимости от режима перекачки смесеобразование в трубопроводе протекает поразному. При ламинарном течении механизм смесеобразования таков. В начальный момент времени (t=0) граница раздела жидкостей плоская, смеси нет (рис. 41.1а). После начала последовательной перекачки позади идущая жидкость Б вклинивается во впереди идущую жидкость А в соответствии с параболическим профилем распределения местных скоростей (рис. 41.1б). Смесью в данном случае является участок трубы, заполненный сразу обеими контактирующими жидкостями. Динамика изменения объема смеси представлена на следующем рисунке (рис. 41.2). С течением времени вытесняющая жидкость Б будет все больше вклиниваться в вытесняемую жидкость А. В момент, когда «голова» клина достигает конечного сечения трубопровода, заканчивается фаза замещения и весь трубопровод заполнен смесью жидкостей. Далее начинается фаза вымывания. 109 При турбулентном режиме перекачки механизм смесеобразования иной (рис. 41.3). После начала последовательной перекачки позади идущая жидкость Б вклинивается во впереди идущую жидкость А в соответствии с логарифмическим профилем распределения местных скоростей. 110 При турбулентном режиме за счет поперечных турбулентных пульсаций жидкость А вымывается из пристенной области и смесь движется как поршень. Поэтому объем образующейся смеси невелик. 41.2.Объем смеси, образующейся при последовательной перекачке Объем смеси, образующейся при последовательной перекачке двух нефтепродуктов А и Б вычисляется по формуле: см 1000 , А , Б . ∙ тр 41.1 Из формулы видно, что чем меньше значение коэффициента гидравлического сопротивления , тем меньше объем смеси. Поскольку для жидкости коэффициент уменьшается при увеличении средней скорости потока, то можно прийти к важному выводу: чем больше скорость перекачки, тем меньше объем образующейся смеси. 111