Состав сооружений магистральных трубопроводов.

В состав магистральных трубопроводов входят: линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т. п.; перекачивающие и тепловые станции; конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов и ГРС, на которых принимают поступающий по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.

В некоторых случаях в состав магистрального трубопровода входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть или газ от промыслов подается к головным сооружениям трубопровода.

Основные элементы магистрального трубопровода — сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод.

Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.

На пересечениях крупных рек газопроводы (а в некоторых случаях и нефтепроводы) утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100—200 мм больше диаметра трубопровода. Для удовлетворения потребностей в нефтепродуктах и газе населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов и газопроводов, от них прокладывают отводы или ответвления из труб сравнительно малого диаметра,по которым часть нефтепродуктов (периодически) и газа (непрерывно) отводится на эти населенные пункты. С интервалом 10—30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны или задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе имеются свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода. На расстоянии 10—20 км друг от друга вдоль трассы размещены усадьбы линейных обходчиков, в обязанность которых входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода и устройствами электрической защиты трубопровода от коррозии.

Перекачивающие станции располагаются на нефтепроводах с интервалом 50—150 км и на газопроводах с интервалом 100—200 км.

Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудованы центробежными насосами с электроприводом.

Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12 500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная насосная станция (НС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел, разбросанный на большой территории. Головная насосная станция отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода.

Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая напряжение подаваемого на линию электропередач (ЛЭП) тока с 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения,канализации, охлаждения и т. п. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 400—800 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3—1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.

Компрессорные станции (КС) газопроводов оборудуют поршневыми или центробежными компрессорами с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, газовых турбин и электродвигателей.

Мощность одного агрегата в настоящее время достигает 25 МВт. Обычно центробежные нагнетатели работают группами по два или три последовательно, и несколько групп могут быть включены на параллельную работу. Подача одного агрегата может достигать 50 млн. м3/сут, а давление на выходе станции — 10 МПа. При высоком пластовом давлении газа в первый период эксплуатации месторождения газопровод может работать без головной компрессорной станции. На всех компрессорных станциях газ очищается в пылеуловителях от механических примесей. Кроме того, на головной станции возможны осушка газа, очистка от сероводорода и углекислого газа и одоризация природного газа. Компрессорные станции, так же как и насосные, имеют вспомогательные сооружения: котельные, системы охлаждения, электроснабжения, канализации и др. Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты, иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют подогреватели паровые или огневые (печи). Для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием. Конечный пункт нефтепровода — либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу. Конечный пункт нефтепродуктопровода — резервуарный парк перевалочной или крупной распределительной нефтебазы. Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям и контрольно-распределительным пунктам, где его очищает от механических примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем, снижают давление и одорируют (если это не было выполнено на головных сооружениях газопровода) перед подачей к потребителю.

5.Выбор оптимальной трассы трубопровода.

Между указанными в задании на проектировании начальным и конечным пунктами можно проложить труб-од по многим трассам, причем самой короткой будет трасса, получаемая соединением начала и конца тру-да прямой линией. Однако прокладка труб-да по такой кратчайшей трассе не всегда осуществима, и во многих случаях этот вариант не является наиболее выгодным. На тысячекилометровых расстояниях, которые пересекает трубопровод, встречаются самые разнообразные топографические, геологические и климатические условия, различные искусственные и естественные препятствия.

Переходы крупных судоходных рек, исходя из технических соображений, или из условий согласования с заинтересованными организациями, целесообразно осуществлять в определенных местах (например, обойти водохранилище), что также вызывает отклонение от геодезической линии. Необходимость обхода заповедников и площадей горных разработок, приближения трассы к пунктам сброса или пунктам подкачки продукта, указанным в задании на проектир-ие, - все это вынуждает удлинять трассу по сравнению с геодезической линией. Также рекомендуется ознакомиться с геологическими, гидрогеологическими, почвенными, климатическими и гидрологическими инженерно-геологическими картами. Большую пользу оказывает аэрофотосъемка. По имеющейся карте можно наметить несколько вариантов трассы между начальными и конечными пунктами (с учетом при необходимости заданных промежуточных пунктов). Во многих случаях число возможных вариантов велико, и для выбора оптимального варианта д.б. разработана надежная методика и установлены критерии оптимальности.

Поиск оптимальной трассы осуществляется по цифровой модели.Все исходные данные можно подразделить на 2 основные группы: 1группа-начальная, конечная и промежуточные точки трубопровода ,его диаметр, вид и количество перекачиваемого продукта, кратчайшее расстояние между начальной и конечной точками; 2группа –данные которые в к-л мере зависят от положения будущего трубопровода и от природных условий. в которых он может оказаться (топографические, геологические и гидрогеологические условия, искусственные и естественные препятствия, населенные пункты, число перекачивающих станций).

Основные критерии оптимальности, используемые при выборе оптимальных трасс трубопровода: 1 приведенные затраты; 2 длина трубопровода; 3 трудовые затраты; 4 надежность функционирования трубопровода; 5 время строительства. Как правило, желательно бывает удовлетворить нескольким критериям. В этом случае критерии оптим-ти следует расположить в порядке убывания «важности», определяемом в каждом конкретном случае в соответствии с требованиями, предъявляемыми заказчиком. Из всех сравниваемых трасс предпочтение отдают той, у которой наилучший первый по «важности» показатель. Если значения первого показателя у двух трасс или более одинаковые, то выбирается тот вариант, у которого лучше следующий показатель по важности.

Чтобы соединить начальную и конечную точки трубопровода, надо ограничить область поиска трассы Þ уменьшить объем исходной информации. Но при этом она должна быть такой, чтобы в ней обязательно находилась лучшая трасса, а за ее пределами любая трасса была заведомо худшей. При определении области поиска могут использоваться 2 основных метода: метод среднестатического коэффициента развития линии трубопровода и метод сравнения со стоимостью трубопровода по геодезической прямой.

Для выбора оптимальной трассы используют ЭВМ . Для этого на подробную карту местности наносят сетку. Точки пересечения линий сетки называют узлами, а отрезок между двумя смежными узлами — дутой. Сетка может быть любой конфигурации (рис. 5.2). Ее наносят так, чтобы начало и конец трассы находились в узлах сетки. Дуги сетки соответ­ствуют участкам, по которым может проходить трасса трубо­провода. Любой путь на сетке, который может служить трас­сой или ее частью, называется допустимым путем, а все остальные пути (например, пути с самопересечениями) — недопустимыми. Задача состоит в том, чтобы на сетке между начальным и конечным пунктами трассы найти допустимый путь, являющийся оптимальным. Обычно критерий оптималь­ности — монотонная функция пути. Кроме того, многие кри­терии оптимальности аддитивны, т. е. в процессе движения по дугам от начала к концу трассы при продвижении на одну дугу показатель критерия оптимальности для этой дуги до­бавляется к ранее полученному суммарному показателю оп­тимальности для трассы, пройденной по этой дуге. К таким критериям относятся, например, капитальные и приведенные затраты, время строительства для участка, на котором ведет работы одна колонна, или для всего трубопровода при после­довательном строительстве, т. е. при строительстве от одного участка к другому. Существуют также неаддитивные крите­рии оптимальности. Примером неаддитивного критерия явля­ется вероятность завершения строительства в заданный срок. Если сроки строительства ограничены, то не имеет смысла рисковать, осуществляя строительство вдоль дут, где вслед­ствие различных препятствий вероятны большие отклонения истинных сроков строительства от ожидаемых. Тогда выражение для критерия

Рис. 5.2. Виды сеток (а, б) для оптимальных трасс

оптимальности можно получить следую­щим образом. Пусть Т_о — срок, за который нужно завершить строительство, а Т — действительное время строительства. Должно выполняться условие

Обозначим Т — случайное время проведения работ на i-м участке (дуге), образующем трассу. Тогда полное время стро­ительства будет

Если сумма Т_i по уравнению (5.2) содержит достаточно много слагаемых, то, согласно центральной предельной теоре­ме теории вероятностей, вероятность события (5.1) имеет вид: где М(Т_i) и D(T_i) — математическое ожидание и дисперсия случайной величины Т_i ψ{Т) — функция Лапласа,

Требуется найти такой путь на сетке между началом и концом трассы, для которого вероятность (5.3) достигает мак­симума. Поскольку ψ — монотонно возрастающая функция, задача сводится к отысканию такой трассы, для которой мак­симально значение выражения

Для поиска оптимальной трассы можно использовать мо­дифицированный алгоритм Ли. Согласно этому алгоритму на каждом шаге анализируют все варианты путей, построенных от начала трассы, и устанавливают путь, для которого показа­тель критерия оптимальности (в дальнейшем будем называть его стоимостью достижения концевого пункта трассы, или стоимостью) имеет наименьшее значение. Надстраиваем этот путь на одну новую дугу во всех допускаемых сеткой направ­лениях. Среди всех построенных к этому моменту путей ищем новый путь с наименьшей стоимостью и надстраиваем его на одну новую дугу во всех допускаемых сеткой направ­лениях. Этот процесс продолжается до тех пор, пока среди сформировавшихся последовательной надстройкой путей не окажется путь, оканчивающийся конечным пунктом трассы и имеющий минимальную стоимость по сравнению со стоимо­стью всех сформировавшихся к этому моменту путей. Этот путь и будет оптимальным вариантом трассы.

Как правило, стоимость трубопровода включает стоимость линейной части и перекачивающих станций. В общем случае число, а следовательно, и стоимость перекачивающих стан­ций как для нефтепроводов, так и для газопроводов зависят от длины и профиля трассы, которые могут быть известны только при доведении расчетов по выбору трассы до конеч­ного пункта. Тогда рекомендуется поступать следующим об­разом. Найдя оптимальную по стоимости линейной части трассу описанным образом, рассчитываем для нее число перекачива­ющих станций, а затем стоимость трубопровода с перекачи­вающими станциями. Потом находим, применяя тот же алго­ритм, вторую по оптимальности трассу, т. е. уступающую ранее выбранной, но лучшую, чем все остальные, и для нее рассчитываем число перекачивающих станций и полную сто­имость строительства. Затем находим следующую трассу, ус­тупающую по стоимости только двум найденным ранее, и проводим такие же расчеты. Обычно достаточно небольшого числа вариантов, чтобы выбрать оптимальный.