Введение. Объекты транспорта и хранения углеводородов

ВРЕМЕННОЕ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЕ.

Временное перенапряжение – повышение напряжения в точке электрической сети выше 1,1U_ном продолжительностью более 10 мс, возникающее в системах электроснабжения при коммутациях или коротких замыканиях.

Коэффициент временного перенапряжения К_пер – величина, равная отношению максимального значения огибающей амплитудных значений напряжения к амплитуде номинального напряжения сети.

Длительность временного перенапряжения ∆t_пер – интервал времени между начальным моментом возникновения временного перенапряжения и моментом его исчезновения.

Список литературы

1. Сибикин Ю.Д. Электроснабжение промышленных и гражданских зданий. М.Изд. Центр «Академия», 2006
2. Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов. М.Изд.Центр «Академия» 2004
3. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. М.В.школа, 1990
4. Правила устройства электроустановок. М.Энергоатомиздат,1999
5. Ермилов А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. М. Энергоатомиздат,1983
6. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий.М. Энергоатомиздат, 1995
7. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. Утверждены Приказом Минэнерго РФ от 13.01.2003г. № 6 Екатеринбург,Уралюриздат, 2003
8. Электротехнический справочник в 3-х т. Т.3 кн.1 производство и распределение электрической энергии М.Энергоатомиздат,1988
9. Блок В.М. Пособие по курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов.М.В.школа,1990
10. Шеховцов В.П. Расчет и проектирование схем электроснабжения М.Форум-Инфра,2004
11. Справочная книга для проектирования электрического освещения под ред.Г.М.Кноринга М.Энергия,1976
12. СП 31-110-2003. Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий.М.Госстрой России, 2003.
13. Сибикин Ю.Д., Сибикин М.Ю. Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования и сетей промышленных предприятий. М.Изд.центр «Академия»,2004.

О возможности применения трубопроводов для транспортирова­ния различных газообразных, жидких и твердых материалов известно давно.

Однако широкое распространение трубопро­воды получили только в последние десятилетия в связи с не­обходимостью транспортирования на огромные расстояния газа и нефти от мест их добычи к местам потребления. Трудно даже представить, каким видом транспорта, кроме трубопроводного, можно ежегодно перемещать миллиарды кубических метров газа из Восточных и Северных районов в Центральные и Западные.

Если нефть можно доставлять в цистернах по же­лезной дороге, то природный газ так транспортировать нельзя.

Доставка нефти и нефтепродуктов по железной дороге обхо­дится дороже, чем по трубопроводам. Перевозка сотен милли­онов тонн нефти по железной дороге существенно снижает про­пускную способность железных дорог.

При транспортировании газа и нефти по трубопроводам по­тери перекачиваемых продуктов (по сравнению с другими ви­дами транспорта) минимальны благодаря высокой степени герметизации трубопроводов и перекачивающего оборудования. Непрерывность и равномерность подачи продукта по трубопро­воду позволяет обеспечить ритмичную четкую работу произ­водств, получающих топливо (или сырье) по трубопроводам.

Отметим и такой важный фактор, как возможность быстрого строительства трубопроводов большой протяженности в самых сложных условиях. Ни автодороги, ни тем более железные дороги невозможно (при одинаковых. затратах) построить в столь сжатые сроки, как -трубопроводы.

Строительство любой дороги требует больших площадей зе­мель, часто плодородных. Применяющиеся в настоящее время методы строительства трубопроводов позволяют практически полностью использовать в сельском хозяйстве землю вдоль тру­бопроводных трасс. Тем самым уменьшается изъятие земель из сельскохозяйственного производства.

Первые трубопроводы небольшой протяженности (до 20 км) строились в основном для транспортирования нефти и керо­сина от промыслов до нефтеперегонных заводов Баку.

В 1896— 1906 гг. был построен первый магистральный трубопровод для перекачки керосина из Баку в Батуми.

Проект керосинопровода был выполнен под руководством выдающегося русского инже­нера В. Г. Шухова. Длина трубопровода 883 км, диаметр 200 мм; вдоль трассы были сооружены 16 перекачивающих станций. Попротяженности и по технической оснащенности этот трубопровод долгое время не имел себе равных в мире.

В 1910—1913 гг. был построен мазутопровод диаметром 200 мм из Грозного в Махачкалу.

Был построен ряд других трубопро­водов, имевших в основном местное значение.

Всего до 1917 г. находились в эксплуатации трубопроводы общей протяженно­стью 1302 км. 17 марта 1920 г. В. И. Ленин подписал Поста­новление Совета Рабочей и Крестьянской Обороны «О соору­жении нефтепровода от Эмбинского нефтеносного района до Саратова». Началось строительство первого советского неф­тепровода. Все работы велись вручную с предельным напря­жением сил молодой Советской Республики. В. И. Ленин уде­лял самое пристальное внимание этой стройке, требовал ин­формировать его о ходе работ каждые две недели. И хотя в силу сложившихся труднейших обстоятельств закончить эту стройку не удалось, тем не менее внимание, которое уделялось Советским правительством трубопроводному транспорту, поз­волило уже в 1935 г. ввести в действие 850 км нефтепровода Эмба—Орск.

Это были первые шаги советского трубопроводо-строения, но уже тогда по размаху они не имели себе равных в мировой практике.

До 1936 г. основным районом трубопро­водного строительства был Кавказ. И только с возникновением нового нефтяного района на Урале и в Поволжье трубопро­воды начали строиться в Центральных районах. К 1941 г. в СССР действовало уже 4500 км магистральных трубопрово­дов для перекачки нефти и нефтепродуктов.

Великая Отечественная война прервала ход мирного строи­тельства, но и в тяжелейшие годы войны строительство нефте­проводов и нефтепродуктопроводов продолжалось неослабе­вающими темпами. Была построена такая магистраль, как нефтепровод Сахалин—Комсомольск-на-Амуре (1943—1944 гг.). А всего в военный период было построено около 1500 км тру­бопроводов. Но лишь в послевоенные годы строительство тру­бопроводов было поставлено на индустриальную основу.

Пер­вым трубопроводом, который был построен из труб большого диаметра (720 мм) с использованием отечественной техники и технологии строительства, был газопровод

Ставрополь — Мос­ква с отводом на Ленинград (1957 г.). Газопровод не имел себе равных в СССР и был построен всего за два года. Эта стройка была и своеобразной школой отечественного инду­стриального трубопроводного строительства, в которой были подготовлены опытные кадры строителей, а затем и эксплуата­ционников.

За прошедшее с момента окончания этой стройки время ко­ренным образом изменилась технология и техника строитель­ства. Диаметр труб увеличился до 1420 мм, протяженность от­дельных трубопроводов составила несколько тысяч километров. Применение высококачественных сталей позволило поднять ра­бочее давление в трубопроводах до 7,5 МПа. Полностью механизированы земляные и изоляционно-укладочные ра­боты, а сварка стыков труб в значительной мере автоматизи­рована.

В период 1975—1986 гг. строительство нефтяных и особенно газовых магистралей велось на качественно новой основе, как в организационном, так и в техническом плане. Разработаны техника, технология и организация поточного строительства, позволившие в невиданно короткие сроки построить систему газопроводов в сложнейших природных условиях севера Тю­менской области - основного газодобывающего района страны.

Характерной особенностью современного трубопроводного строительства является планомерное создание Единой системы газоснабжения

Такой подход обеспечи­вает бесперебойность снабжения газом потребителей даже при выходе из строя отдельных элементов ЕСГ за счет переключе­ния подачи газа по резервным магистралям.

Партия и правительство уделяют исключительное внимание развитию трубопроводного транспорта газа и нефти.

Предстоит освоить Ямбургское, а затем и Ямальское ме­сторождения газа и нефти. А это означает, что необходимо ос­воить методы и технологию строительства трубопроводов в За­полярье с его суровыми природно-климатическими условиями, сплошным распространением вечномерзлых грунтов.

Магистральными называются трубопроводы, по которым продукт (нефть, газ, вода и т.п.) перекачивается от мест добычи, переработки к местам потребления.

В общем случае магистральный трубопровод включает в себя: головные сооружения, линейную часть, промежуточные насосные или компрессорные станции, оборудование конечных пунктов и т.п.

Основной составляющей магистрального трубопровода является линейная часть, включающая собственно трубопровод с ответвлениями и лупингами (лупинг-трубопровод, идущий параллельно основному и служащий для уменьшения гидравлического сопротивления),

-запорную арматуру (служащую для перекрытия участков трубопровода; устанавливают, обычно, на участках переходов через естественные и искусственные препятствия, в обвязке трубопроводов на насосных и компрессорных станциях, а также по длине трубопровода не менее, чем через 10 км),

-переходы через естественные и искусственные преграды, компенсаторы (предназначенные для уменьшения продольных перемещений трубопроводов, работающих с большими температурными перепадами) и

-линейные сооружения, предназначенные для обеспечения заданных режимов перекачки продукта.

Магистральные трубопроводы прокладываются в самых разнообразных топографических, геологических и климатических условиях. В настоящее время при сооружении магистральных трубопроводов применяют подземную, полуподземную, наземную и надземную схемы прокладки.

Подземная схема прокладки (рис.1, а) является наиболее распространенной (98% общего объема сооружаемой линейной части). При этой схеме отметка верхней образующей трубы располагается ниже отметки дневной поверхности грунта. При полуподземной схеме прокладки (рис.1, б) нижняя образующая трубы расположена ниже, а верхняя выше дневной поверхности грунта. При наземной схеме прокладки (рис.1, в) нижняя образующая трубы имеет отметку на уровне дневной поверхности грунта или выше (на грунтовой подушке). При наземной укладке трубопровод обваловывается привозным или местным грунтом. Надземная схема прокладки (рис. 1, г) предусматривает сооружение трубопровода над землей на опорах различного типа. Подземная схема прокладки может принципиально применяться везде, однако для некоторых районов она может оказаться экономически невыгодной по сравнению с другими схемами. Так, ее нецелесообразно применять на участках многомерзлых грунтов при перекачке по трубопроводу продукта, длительное время имеющего положительную температуру, на участках горных выработок с возможным значительным смещением грунта, а также на участках активных оползней, пересечений горных рек с блуждающими и сильно размываемыми руслами и т.п.

Таблица 1.1 Фактические сроки службы промысловых трубопроводов

Назначение трубопровода, транспортируемая среда	Фактические сроки службы по регионам добычи, годы
Урал — По­волжье	Зап. Си­бирь	Южные районы	Другие районы
Нефтегазосборные трубопроводы для транспорта продукции нефтяных
скважин до центральных пунктов сбора и дожимных насосных станций
(выкидные линии, нефтегазосборные коллекторы, газопроводы, внутри-
площадочные трубопроводы) при содержании сероводорода до 300 Па.
Те же трубопроводы, но при содержании сероводорода
в продукции скважин свыше 300 Па.
Трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и захоронения
пластовых и сточных вод при содержании сероводорода до 300 Па.
Те же трубопроводы, но при содержании сероводорода свыше 300 Па.
Трубопроводы пресных вод.
Нефтепроводы, газопроводы для транспортирования товарной нефти
и газа от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального
транспорта, газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным
скважинам при газлифтном способе добычи, газопроводы для подачи газа в
продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи.

промысловые трубопроводы, транспортирующие среды с со­держанием сероводорода, обуславливающим его парциальное да­вление свыше 10 000 Па.

1.3. Эксплуатация и ремонт трубопроводов пара и горячей воды первой категории диаметром 51 мм и более, а также трубопроводов всех других категорий диаметром 76 мм и более осуществляются в соответствии с действующими "Пра­вилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды", утвержденными Госгортехнадзором РФ.

1.4. Эксплуатация и ремонт газопроводов, подконтрольных Госгортехнадзору РФ, осуществляются в соответствии с "Пра­вилами безопасности в газовом хозяйстве".

1.5. С вводом в действие настоящих Правил утрачивают си­лу РД 39-0147103-344-86 "Правила технической эксплуатации систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти и газа", а также рекомендованные Госгортехнадзором РФ "Руководящие указания по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке техно­логических трубопроводов с давлением до 100 кгс/см²" (Ру-75) и выпущенный вместо вышеуказанного документа РД 38.13.004-86 "Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см²)" Министерством нефтепе­рерабатывающей и нефтехимической промышленности.

1.6. Срок службы трубопроводов различного назначения, определенный на основе обобщения статистических данных по замене их в процессе эксплуатации для различных регионов от­расли, приведен в табл. 1.1.

Классификация трубопроводов.

Классификация нефтепроводов

Трубопровод, предназначенный для перекачки нефтей, назы­вается нефтепроводом.

По назначению нефтепроводы делятся па три группы:

внут­ренние,

местные и

магистральные.

1. Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: про­мыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика.

2. Местные нефтепроводы соединяют различные элемен­ты транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива желез­нодорожных цистерн, либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких де­сятков и даже сотен километров.

3. К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потреб­ления или перевалки на другой вид транспорта.

В зависимости от диаметра- магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса:

I класс - при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включи­тельно;

II класс - от 500 до 1000 мм включительно;

III класс - от 300 до 500 мм включительно;

IV класс - менее 300 мм.

Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учи­тываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соеди­нений, подлежащих контролю физическими методами.

Обычно нефтепроводы диаметром менее 700 мм относятся к IV категории,

а диаметром 700 мм и более - к Ш-ей.

Однако отдель­ные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях, могут

иметь и более высокую категорию (I, II, В).

Так, переходы нефтепро­водов через водные преграды имеют категории В и I, переходы через болота различных типов - В, II и III, переходы под автомобильными и железными дорогами - I и III и т.д.

Поэтому толщина стенки магистральных нефтепроводов нео­динакова по длине.

Классификация трубопроводов

Все внутрипромысловые трубопроводы в зависимости от

их назначения,

диаметра,

рабочего давления,

газового фактора и

коррозионной активности транспортируемой среды

подразде­ляются на четыре категории.

Категория трубопроводов определяется по сумме баллов K=ΣKi, где Kj - определяется по зависимостям, полученным на основании экспертных оценок влияния вышеперечисленных факторов на надежность работы трубопровода.

К первой категории относятся трубопроводы с суммой баллов К>50;

ко второй — с суммой баллов 33<К<50;

к третьей — с суммой баллов 16<К<33;

к четвертой — с суммой баллов К<16.

Дата добавления: 2014-01-14