Транспорт нефти, нефтепродуктов и газа

Реферат
Содержание скрыть

Глава I. ТРАНСПОРТ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

К основным видам транспорта нефти и нефтепродуктов на дальние расстояния относятся железнодорожный, водный, трубопроводный и автомобильный. В ряде случаев нефтепродукты доставляются потребителям самолетами и вертолетами.

При водном транспорте (морском и речном) сырая нефть и многие нефтепродукты (бензин, керосин, дизельное топливо, мазут и др.) перевозятся в наливных судах самоходного (танкеры) и несамоходного (Лихтеры, баржи) типов.

При автомобильных перевозках нефтепродукты с крупных нефтебаз доставляются на мелкие нефтебазы и далее к потребителям. В этом случае нефтепродукты перевозятся в автоцистернах, а также в мелкой таре.

Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов обеспечивает транспорт больших количеств нефти и нефтепродуктов на любые расстояния.

§ 1. ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЙ ТРАНСПОРТ

Нефть и нефтепродукты перевозят по железным дорогам, как правило, в вагонах-цистернах. Только небольшая часть этой продукции (около 2%) транспортируется в мелкой таре (бочках, контейнерах, бидонах и баллонах).

Вагон-цистерна (рис. 115)—стальная горизонтальная цилиндрическая емкость. В зависимости от грузоподъемности они бывают двухосными и четырехосными. По конструкции различают стандартные и специального назначения. В стандартных цистернах перевозят нефтепродукты, вязкость и температура которых не зависят от сливо-наливных работ. В цистернах специального назначения перевозят высоковязкие нефтепродукты.

нефть нефтепродукт газ трубопроводный магистральный

Рис. 115. Вагон-цистерна

Цистерны специального назначения теплоизолированы для замедления охлаждения находящихся в них нефтепродуктов или снабжаются подогревательными устройствами. Благодаря сохранению температуры облегчаются и ускоряются налив и слив продукции. Наиболее распространены четырехосные цистерны объемом 50 и 60 м 3 .

Для перевозки битума, как весьма тугоплавкого нефтепродукта, применяют специальные железнодорожные вагоны, называемые бункерными полувагонами. Особенность их заключается в том, что они состоят из четырех бункеров (объемами по 11,8 м 3 каждый), установленных на раме вагона. Опорные точки бункера расположены таким образом, что в заполненном состоянии его центр тяжести находится выше этих точек и бункер легко опрокидывается (при освобождении захватов), вываливая битум на разгрузочную площадку, а затем возвращается в первоначальное вертикальное положение.

4 стр., 1695 слов

Трубопроводный транспорт нефти и газа. История развития

... Махачкала – Грозный (165 км). Одновременно с развитием трубопроводного транспорта сырой нефти развивалась и транспортировка продуктов их переработки. На рубеже 80-х годов ХІХ в. построены ... и др. С 80-х годов начался новый этап в развитии трубопроводного транспорта нефтепродуктов – строительство разветвленной сети нефтепродуктопроводов. Послевоенные годы характеризуются интенсивным строительством ...

Контейнеры — небольшие цистерны грузоподъемностью 2,5 и 5 т, размещенные на железнодорожной платформе. По прибытии к месту назначения их перегружают кранами или другими устройствами на грузовые машины. В цистернах-контейнерах перевозят главным образом, высоковязкие масла и смазки. Поэтому контейнеры снабжены устройствами для разогрева нефтепродуктов.

Слив и налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны производится с помощью железнодорожных эстакад.

Железнодорожные эстакады — это стационарные устройства в виде мостков, расположенные вдоль железнодорожного пути.

Мостки установлены на уровне вагонов-цистерн. Железнодорожные эстакады по виду осуществляемых операций разделяются на наливные, сливные и сливо-наливные.

Основные элементы эстакад для налива и слива нефтепродуктов — наливные стояки, устанавливаемые с одной или с обеих сторон железнодорожных путей на расстоянии от 4 до 12 м. Стояки объединяются между собой коллекторами с соответствующей арматурой для подключения и отключения стояков по мере наполнения цистерн.

Подача продукции в коллекторы эстакады осуществляется, как правило, насосами.

Процесс налива продукции в железнодорожные вагоны-цистерны связан с выполнением в определенной последовательности многих операций по подготовке цистерн к наливу, пуску насосов, и открытию запорной арматуры, контролюв процессе наполнения. После заполнения цистерны запорная арматура закрывается, измеряется количество налитого продукта, отбираются пробы, закрываются и пломбируются люки. Слив продукта из железнодорожных цистерн в резервуары может осуществляться с помощью насосов через верхнюю часть цистерн или самотеком из нижней их части.

§ 2. ВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ

Нефть и нефтепродукты водным транспортом перевозят в нефтеналивных судах — морских и речных танкерах и баржах (самоходных и несамоходных).

Морское самоходное нефтеналивное судно называется танкером (грузоподъемность его достигает 50 тыс. т и более), несамоходное — морской баржей или лихтером.

Морское нефтеналивное судно (рис. 116) состоит из жесткого металлического каркаса, к которому крепится металлическая обшивка: снаружи — обшивка корпуса судна и изнутри — танка судна, куда заливают нефть или нефтепродукты. Корпус судна продольными и поперечными непроницаемыми перегородками делится на ряд отсеков 4, называемых танками. Это обеспечивает непотопляемость судна, уменьшает гидравлические удары при качке, увеличивает пожарную безопасность, улучшает условия эксплуатации. Доступ в танки осуществляется через люки 7.

Грузовые танки в танкере от остальных судовых помещений разделены двумя непроницаемыми перегородками. В носовой части судна размещается сухогрузный трюм 2, в середине насосное отделение 3, а на корме — машинное отделение 5, котельное отделение 6 и жилые помещения.

Насосные отделения соединены со всеми танками трубопроводами. Для налива и слива нефтепродуктов предусмотрены погрузочно-разгрузочные трубопроводы, имеющиеся в каждом танке и которые на палубе подключены к общему коллектору.

При перепускной системе налива и слива нефтепродуктов всасывающие и напорные (палубные) магистрали отсутствуют. Сливные операции осуществляются путем перетекания продукта из танка в танк, а из смежного с насосным отделением танка с помощью насоса направляется на берег или в другое судно (при выгрузке на плаву).

15 стр., 7284 слов

Организация транспортировки нефти и нефтепродуктов на примере ...

... механические примеси. Перед транспортировкой нефти и нефтепродуктов, газы, механические примеси и ... осуществляются вторая и третья ступени сепарации газа от нефти, обезвоживание и обессоливание нефти. Газ с УПН подают на ГПЗ, а воду — на установку очистки воды. Очищенную воду насосами ... помощью герметизированных систем устраняют потери легких фракций нефти, создают возможность транспортирования нефти ...

При наливе продукт поступает в один или несколько танков, откуда самотеком направляется в остальные танки. Переток продукта из танка в танк осуществляется через отверстия, вырезанные в боковых стенках танка (переборках).

Лихтеры, выпускаемые грузоподъемностью до 10 тыс. т и более, предназначены для перевозки нефтепродуктов на большие расстояния, а также для операции по сливу и наливу танкеров, если последние не могут подойти к береговому причалу.

Сливно-наливные операции осуществляются с помощью насосов, установленных на лихтерах, либо на плавучей насосной станции.

Речные баржи — несамоходные грузовые судна, перемещаемые буксиром или толкачом, изготовляют грузоподъемностью от 100 ф до 12 тыс.т. Подобно танкеру их внутренняя емкость разделена на отдельные отсеки, число которых может достигать 50. Грузовая система в них перепускная. Над палубой имеются надстройки для обслуживающего персонала.

Рис. 116. Танкер

Для налива и разгрузки нефтеналивных судов предусмотрены гавани и причалы.

Гавань — часть портовой акватории, прилегающая к причалам, где производят грузовые операции. Водная поверхность нефтегавани, называемая акваторией (участком водной поверхности в установленных границах района моря или порта), должна быть укрыта от волнения, иметь определенную площадь поверхности и глубину для причаливания и маневрирования судов. Для гавани выбирают естественные укрытия (бухты, заливы, затоны).

Если таковых нет, сооружают искусственные — волноломы, дамбы и т. д.

Сооружение для причаливания судов и связи их с берегом называется пристанью. Если пристань значительно выдается от берега внутрь водной поверхности, ее называют пирсом. Пристань или пирс может иметь один или более причалов.

От нефтепричалов до береговых резервуаров прокладывают трубопроводы. Перекачка продукции из резервуаров в суда, а также из судов в резервуары осуществляется с помощью береговых насосных станций (если суда не имеют насосов).

Соединение береговых трубопроводов с судовыми осуществляется с помощью шлангов или шарнирных элементов.

На речных пристанях для слива продукции (иногда и в морских) широко используют плавучие насосные станции. В этом случае суда причаливают к насосной станции, которая сооружается у причала. Всасывающие трубопроводы насосной станции соединяют с грузовой системой судна, а выкидные — с береговыми трубопроводами. После этого с помощью насосов продукция перекачивается из судна в береговые резервуары.

Плавучая насосная станция представляет собой судно (речное или морское), на котором смонтированы два насоса или более. Такую станцию применяют для промежуточных перегрузок нефтепродукции на плаву.

Если строительство морского нефтепричала затруднено или экономически нецелесообразно, налив танкеров осуществляется на некотором расстоянии от берега по подводному трубопроводу.

§ 3. АВТОМОБИЛЬНЫЙ ТРАНСПОРТ

Автомобильный транспорт широко используется при перевозках нефтепродуктов с распределительных нефтебаз непосредственно потребителю. Этот вид транспорта наиболее эффективно используется в районах, в которые невозможно доставить нефтепродукты железнодорожным или водным путями сообщения.

14 стр., 6723 слов

Классификация и характеристика холодильного транспорта

... Технология хранения скоропортящихся продуктов во многом определяет и технологию перевозок. Непрерывность холодильной цепи требует соблюдения одинаковых условий как на стационарных холодильниках, ... перевозят в прямых смешанных сообщениях с участием несколькил видов транспорта. Для этих перевозок широко используются рефрижераторные (охлаждаемые) и изотермические контейнеры. По грузовместимости ...

Автоцистерны, в которых перевозят нефтепродукты, оснащены комплектом следующего оборудования: патрубка для налива нефтепродукта, дыхательного клапана, стержневым указателем уровня, клиновой быстродействующей задвижкой для слива топлива, двух шлангов с наконечниками и насосы с механическим приводом. Объем отдельных автоцистерн достигает 25 м 3 . Внутри цистерны установлены поперечные и продольные волнорезы для уменьшения силы ударной волны жидкости при движении автомашины.

Для обеспечения пожарной безопасности на автоцистернах установлены огнетушители и устройства для заземления цистерн и шлангов для отвода статического электричества, которое может образоваться при наливе и сливе нефтепродуктов.

В практике автотранспорта нефтегрузов широко применяют цистерны на автоприцепах, что повышает эффективность использования этого вида транспорта.

Для заправки топливом автотранспортных машин, функционирующих в отдалении от нефтебаз и заправочных станций, а также сельскохозяйственных машин и самолетов применяют специальные автоцистерны, оборудованные комплектом насосно-раздаточных устройств. Такие автоцистерны называются автотопливозаправщиками.

Оборудование топливозаправщика приводится в действие водителем из кабины управления, в которой предусмотрены рычаги включения насоса, задвижки и вентили, необходимые для выполнения операций по приемке, раздаче и перекачке топлива, а также контрольно-измерительные приборы. Автотопливозаправщики изготовляют с цистерной объемом 4—16 м 3 .

Автотранспортом осуществляется также перевозка нефтепродуктов в контейнерах и в мелкой таре.

Контейнеры — металлические или эластичные резинотканевые емкости объемами 2,5 и 4 м 3 (известны резинотканевые емкости объемом до 20 м3 ), в которых нефтепродукты доставляются потребителю без перекачки в стационарные хранилища. По прибытии к месту назначения контейнеры сгружают с машин при помощи кранов. Особенность контейнерных перевозок заключается в том, что емкости-цистерны не закрепляются за автомашиной, а попеременно могут служить транспортной емкостью и временным хранилищем. Такие перевозки весьма удобны для удаленных от транспортных магистралей районов и при организации полевых передвижных складов.

Из мелкой тары наиболее распространены бочки и бидоны.

Бочки удобны в эксплуатации и их широко применяют для доставки нефтепродуктов с нефтебаз потребителю. В отдельных случаях доставка нефтепродуктов в бочках — единственный способ удовлетворения нужд отдаленных районов, не имеющих железнодорожных и водных путей. Различают два основных типа бочек — металлические объемом 50—500 л для транспорта жидкого топлива (бензина, керосина и др.) и фанерные (штампованные) объемом 50 л, используемые в основном для перевозки консистентных смазок.

Бидоны применяют двух типов: металлические и металло-фанерные. Металлические бидоны объемом 5—62 л для перевозки бензина изготовляют из белой жести прямоугольной и цилиндрической формы. Металло-фанерные бидоны для перевозки консистентных смазок изготовляют объемом 16 л, корпус у них фанерный, а днище металлическое штампованное. Эти бидоны, покрытые изнутри бензостойким материалом, используются также под масло.

26 стр., 12682 слов

«Проект головной нефтеперекачивающей станции» содержит 84 страницы ...

... на нефть Главные насосы используются в основном для перекачки нефти и нефтепродуктов. Их характеристики приводятся в специальных каталогах. В каталогах приводятся характеристики снятые на воде. Для перекачки нефти и нефтепродуктов ... станции с резервуарным парком, реализация ее дальнейшей эксплуатации даже при выходе из строя всего резервуарного парка. Применимо в проекте НПС-1 на трубопроводе ...

Для перевозки жидких нефтебитумов, а также смазок применяют металлические гофрированные барабаны или мешки из оберточной бумаги. Все большее применение находит полиэтиленовая тара.

Для налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны, бочки, бидоны и другую мелкую тару сооружают устройства налива.

Масла и смазки отпускают в расфасованном виде. Налив в автоцистерны осуществляется через автоналивные устройства — автоэстакады и автоколонки. Налив нефтепродуктов в бочки, бидоны и другую тару производится в специальных помещениях — разливочных (расфасовочных), оборудованных раздаточными устройствами.

Заправку нефтепродуктов в автотранспорт производят на автозаправочных станциях (АЗС), располагаемых у нефтебаз, или на автотранспортных магистралях. Емкости при этом заполняются с помощью трубопровода, проложенного от нефтебазы, или с помощью, автоцистерн.

В зависимости от назначения и месторасположения автозаправочные станции подразделяются на городские, дорожные, парковые, сельские, передвижные. Городские АЗС располагают на городских магистралях, площадях и в районах крупных автобаз и стоянок автотранспорта. Сельские размещают обычно в районных центрах, а дорожные — на основных автомагистралях. Передвижные заправочные станции временно размещают на автомобильных, дорогах, в местах скопления автомобилей, на строительных площадках, в полевых станах, на туристских маршрутах, в пригородах и т. д. Катера и моторные лодки заправляют как передвижные автозаправочные станции, так и плавучие, оборудованные на катерах.

§ 4. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ

Наиболее экономичный вид транспорта нефти и нефтепродуктов — трубопроводный.

Преимущества этого вида транспорта:

1) низкая себестоимость транспорта продукции на значительные расстояния;

2) непрерывность подачи продукции;

3) широкая возможность для автоматизации;

4) уменьшение потерь нефти и нефтепродуктов при их транспортировании;

5) возможность прокладки трубопроводов по кратчайшему расстоянию, если это экономически целесообразно.

Трубопроводы, перекачивающие продукцию на значительные расстояния, называются магистральными.

Магистральные трубопроводы в зависимости от перекачиваемой жидкости соответственно называются: нефтепроводами — при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами — при перекачке жидких нефтепродуктов, например, бензина, керосина, дизельного топлива, мазута. При использовании нефтепродуктопровода для транспортирования нефтепродукта одного сорта употребляется термин бензинопровод, керосинопровод, мазутопровод и т. д. (соответственно наименованию перекачиваемого продукта).

Магистральный трубопровод состоит из следующих звеньев: 1) трубопровода; 2) одной или нескольких насосных станций; 3) средств связи.

Магистральный трубопровод характеризуется следующими, показателями: длиной, диаметром, пропускной способностью и числом перекачивающих станций.

Современные магистральные трубопроводы, протяженность которых достигает более 1000 км, представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих (насосных) станций большой мощности, а также наливными станциями со всеми необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями. Пропускная способность их достигает 50 млн. ф нефти в год и более. Сооружают такие трубопроводы преимущественно-из стальных труб условным диаметром 500, 700, 800, 1000, 1200 и 1400 мм.

12 стр., 5888 слов

Методы траспортировки нефти

... образоваться при наливе и сливе нефтепродуктов. 1.5. Трубопроводный транспорт Классификация нефтепроводов Трубопровод, предназначенный для перекачки нефтей, назы­вается нефтепроводом. По ... сооружений : подводящие трубопроводы; головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС); конечный пункт; линейные сооружения. Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями ...

При транспорте нефти и нефтепродуктов на большие расстояния приходится преодолевать значительные гидравлические сопротивления в трубопроводе. Поэтому, если одна перекачивающая насосная станция не может обеспечить нормальный режим перекачки при заданном давлении, то строят несколько

  • станций по длине трубопровода.

Трубопроводный транспорт, наряду с экономичностью, обеспечивает круглогодичную работу и почти не зависит от природных условий, чем выгодно отличается от других видов транспорта. В связи с этим с каждым годом увеличивается протяженность магистральных трубопроводов.

К наиболее крупным относятся системы нефтепроводов от нефтяных месторождений Западной Сибири до Уфы и Куйбышева, система нефтепроводов «Дружба» протяженностью с ответвлениями более 10 тыс. км (в том числе на территории СССР — 6,5 тыс. км), нефтепроводы Северо-Западного направления: Альметьевск—Горький—Ярославль—Кириши с ответвлением на Рязань и Москву, а также нефтепроводы Узень— Куйбышев, Куйбышев — Тихорецкая, Куйбышев — Лисичанск — Кременчуг и др.

По принципу перекачки продукции на практике применяют две системы: 1) постанционную и 2) транзитную.

Постанционная система перекачки характеризуется тем, что нефть или нефтепродукты поступают в резервуары промежуточных перекачивающих станций, заполняют их, а затем откачиваются на следующую станцию (рис. 117, а).

Если на станции расположено несколько резервуаров, то перекачка продукции осуществляется беспрерывно: в один резервуар продукция поступает, а из другого откачивается в трубопровод.

Транзитная система перекачки может осуществляться через резервуар и из насоса в насос.

При перекачке через резервуар продукция из предыдущей насосной станции направляется на следующую насосную станцию через резервуар, предназначенный для отделения газа или воды от нефти (рис. 117, б).

Перекачка из насоса в насос заключается в том, что продукт с предыдущей насосной станции направляется непосредственно на следующую насосную станцию, минуя промежуточный резервуар, который подключается параллельно магистральному трубопроводу (рис. 117, в).

Эта схема перекачки наиболее совершенна и экономична, так как при этом обеспечивается максимальная герметизация системы и исключаются потери от испарения в промежуточных резервуарах. Последние при этой системе могут сооружаться в минимальном объеме и то лишь для освобождения трубопровода при пуске или ремонте.

Рис. 117. Системы перекачки нефти:

/ — резервуар; 2 насос

При всех видах транзитной перекачки нефти и нефтепродуктов магистральный трубопровод оснащается необходимыми средствами местной автоматики; многие трубопроводы имеют дистанционное управление.

Магистральный трубопровод подобно железнодорожному пути нуждается в специальном техническом надзоре. Вся магистраль разбивается на отдельные участки, каждый из которых закрепляется за определенной насосной станцией. Такой участок делится в свою очередь на ряд более мелких участков, и к каждому из них прикрепляют линейных обходчиков, которые осуществляют контроль за трубопроводом.

6 стр., 2707 слов

Природные резервуары нефти и газа

... ЛОВУШКИ И ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА Ловушки нефти и газа и их типы Ловушкой в нефтегазовой геологии называется часть природного резервуара, ограниченная сверху и с боков покрышками, и в которой теоретически возможно образование скоплений нефти и газа. В природных условиях резервуары ...

На каждой станции, кроме обслуживающего эксплуатационного персонала, имеются также ремонтные бригады. В их распоряжении все необходимые механизмы для ремонта трубопровода и ликвидации возможных аварий: тракторы-трубоклад-чики, экскаваторы, бульдозеры, сварочные агрегаты и т. п.

Головную перекачивающую станцию размещают на начальном участке трубопровода (в головной части магистрали), т. е.. в районе нефтяных промыслов или нефтеперерабатывающего завода, так как она служит для приема нефти или нефтепродуктов с последующей подачей их в трубопровод. Промежуточные станции, предназначенные для дополнительного подъема давления жидкости, располагают по длине трубопровода, по возможности на равных расстояниях с учетом равномерного-распределения давления по всем станциям трубопровода. С экономической точки зрения промежуточные станции стремятся размещать возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения, а головные станции — на площадках нефтеперерабатывающих заводов и установок подготовки нефти, а также вблизи резервуарных парков с использованием их объема.

В состав производственно-технологических сооружений перекачивающих станций, кроме собственно перекачивающих насосных (основной и подпорной) входят: резервуарный парк (для: головных и наливных станций), устройства для пуска скребков, или разделителей, емкости для приема жидкости из предохранительных систем защиты. На конечных (наливных) станциях или на промежуточных (на которых предусматривается налив продуктов в железнодорожные цистерны) сооружают соответствующие железнодорожные наливные устройства (эстакады).

Кроме технологических сооружений на площадках размещают производственно-вспомогательные объекты водоснабжения, канализации и электроснабжения, а также административно-хозяйственные постройки.

Нефтеперекачивающие насосные станции снабжаются насосными агрегатами (насосы в комплекте с двигателями), осуществляющими перекачку нефти и нефтепродуктов по магистральному трубопроводу, и вспомогательным оборудованием, обслуживающим основные агрегаты; водяными и топливными: насосами, компрессорами и другими устройствами воздухоснабжения, установками маслоснабжения для системы смазки, вентиляторами, питательными бачками, теплообменниками.

Центробежные насосы для магистральных нефтепроводов выпускаются в следующих пределах номинальных подач и напора: подача от 1250 до 12000 м 3 /ч, соответственно напор от 260 до 210 м, к.п.д. насоса — от 0,84 до 0,89.

Расчеты и практика проектирования показали, что всегда целесообразнее и экономичнее работа двух или трех последовательно соединенных насосов (по сравнению с одним высоконапорным насосом).

Поэтому в магистральных насосных обычно устанавливают групповой насосный агрегат из двух или трех последовательно соединенных насосов, обеспечивающих напор 400—600 м при сохранении подачи каждого насоса и минимальной мощности электродвигателей. Число рабочих насосов определяется исходя из расчетного рабочего давления, характеристики насосов и режима перекачки (с учетом автоматического регулирования параметров работы).

15 стр., 7287 слов

Транспорт и хранение нефти и газа

... трубопровода в зависимости от перекачиваем ой жидкости соответственно называются: нефтепроводами — при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами — при перекачке жидких нефтепродуктов. ... диаметром 500,700, 300, 1000,1200 и 1400 мм. При транспорте нефти и нефтепродуктов на большие расстояния приходится ... осуществляться через резервуар и из насоса в насос. При перекачке через резервуар продукция из ...

Центробежные насосы незаменимы при работе магистрального трубопровода по системе перекачки «из насоса в насос» (для чего не пригодны поршневые насосы).

При эксплуатации нефтепроводов с неполным числом построенных насосных станций рекомендуется применять в центробежных насосах сменные роторы с рабочими колесами, обеспечивающими высокий к. п. д. при пониженных подачах.

К современным 1 конструкциям центробежных насосов предъявляются требования, вытекающие из условий их работы в нефтеперекачивающих станциях; они должны обеспечивать полную герметизацию во всех узлах, быть надежными при продолжительной работе без постоянного наблюдения обслуживающего персонала, иметь необходимые устройства для дистанционного включения, автоматической защиты от аварий и гарантировать эксплуатацию с высоким к.п.д.

Расчет магистрального трубопровода

Расчет трубопровода ведется в следующей последовательности: по пропускной способности и вязкости определяют диаметр трубопровода и режим течения жидкости (параметр Рейнольдса), от которого зависит коэффициент гидравлического сопротивления; затем находят потерю напора и гидравлический уклон как основного трубопровода, так и лупинга (ответвления трубопровода) или вставки. По профилю трассы определяют расчетную ее длину до перевальной точки и соответствующую разность геодезических отметок. Пользуясь этими данными, определяют число насосных станций.

Под пропускной способностью магистрального трубопровода понимается максимальное количество нефти или нефтепродукта, которое может быть перекачано по трубопроводу за год при экономически оптимальном использовании принятых расчетных параметров и установившемся режиме.

Расчетная подача нефти и нефтепродуктов по магистральному нефтепроводу или нефтепродуктопроводу, исходя из условия равномерной перекачки в течение года, равна отношению годовой пропускной способности к числу рабочих дней в году с учетом остановки на ремонт (350 дней или 8400 ч в году).

Расчетная часовая подача (в м 3 /ч) определяется по формуле

где G — годовая пропускная способность трубопровода, т/год;. 350 —число рабочих дней трубопровода за год; с — плотность нефти или нефтепродукта, т/м 3 .

Диаметр трубопровода (в м) определяют при заданной пропускной способности трубопровода и принятой скорости течения жидкости (1,5—2,5 м/с) по формул

Здесь g — пропускная способность, м 3 /с; х ~ скорость течения жидкости, м/с.

Рассчитанные размеры диаметра трубы округляют до ближайшего диаметра по ГОСТ. Толщина стенки трубы определяется механическим расчетом.

В некоторых случаях возникает необходимость увеличения: пропускной способности действующих трубопроводов для перекачки нефти и нефтепродуктов. Известны несколько методов: прокладка параллельно основной магистрали дополнительного участка трубопровода (лупинга, вставши), т. е. участка трубопровода увеличенного диаметра; увеличение числа насосных станций или комбинированный метод (увеличение числа насосных станций с одновременной укладкой лупингов).

7 стр., 3251 слов

Объемные и скоростные счетчики количества и расхода жидкости, газа и пара

... жидкости, протекающей через счетчик. Этот недостаток в значительной мере отсутствует у объемных счетчиков, поэтому ими измеряют количество чистых промышленных жидкостей, нефтепродуктов и сжиженных газов, т. е. жидкостей ... длина прямого участка составляет 8--10 диаметров трубопроводов перед счетчиком и 2--3 диаметра за ним. Тангенциальные счетчики с обозначением СВК (одноструйные) или СВМ ...

Увеличение пропускной способности путем установки дополнительных насосных агрегатов в существующих насосных станциях обычно не практикуется потому, что с увеличением числа параллельно работающих насосов возрастают потери напора, в результате чего может существенно повыситься давление в трубопроводе. Редко практикуется метод установки вставок, так как в этом случае требуется полная остановка трубопровода на период врезки вставки.

Наиболее целесообразный метод увеличения пропускной способности трубопровода выбирают, исходя из особенностей данного трубопровода и технико-экономического сравнения возможных вариантов.

В ряде случаев, когда требуется транспортировать по одному трубопроводу несколько видов нефтепродуктов а сооружать для каждого вида самостоятельный трубопровод нецелесообразно, применяют метод последовательной перекачки. Этот метод состоит в том, что по одному трубопроводу перекачивают последовательно несколько видов нефтепродуктов. с соблюдением условия их минимального смешивания в трубопроводе. В этом случае стремятся по возможности транспорти- ровать нефтепродукты с близкими физико-химическими характеристиками. Так, по одному трубопроводу целесообразно перекачивать светлые нефтепродукты — такие, как бензин, керосин, и менее желательно последовательно перекачивать светлые и темные нефтепродукты, например бензин и мазут. Перекачиваемые продукты поступают в трубопровод на головной станции из разных резервуаров и принимаются на конечном пункте отдельно друг от друга.

Механизм смесеобразования заключается в том, что в процессе движения жидкостный клин позади идущего продукта вдвигается в продукт, идущий спереди, и в результате конвективной диффузии и пульсации потока (за счет разных скоростей потока по сечению трубопровода — у стенок меньше, чем вблизи ¦его оси) происходит перемешивание жидкостей в зоне контакта.

Для уменьшения объема смеси в практике эксплуатации применяют мероприятия, которые могут быть разделены на две группы: 1) изменение режима перекачки; 2) применение различных разделителей между двумя перекачиваемыми нефтепродуктами.

Последовательную перекачку нефтепродуктов следует осуществлять с максимальной скоростью, так как в этом случае достигается высокая степень турбулентности, при которой получаются наименьшие объемы смеси (за счет малой диффузии).

Кроме того, близкие по свойствам нефтепродукты рекомендуется объединять в крупные партии. В этом случае доля смеси в общем объеме перекачиваемых нефтепродуктов будет тем меньше, чем больше объем партии.

Наиболее распространена последовательная перекачка неф-тей и нефтепродуктов с применением разделителей, при этом для их пуска и приема на станциях предусматриваются соответствующие устройства. Различают два вида разделителей — жидкостные и механические. Под жидкостным разделителем понимается жидкостная пробка из другой жидкости, закачиваемая между двумя последовательно перекачиваемыми жидкостями. Например, в качестве жидкостной пробки при последовательной перекачке бензина и дизельного топлива используют керосин или смесь перекачиваемых жидкостей. К механическим разделителям относятся различные механические устройства (поршни, шары), запускаемые в полость трубопровода в зону контакта двух нефтепродуктов. Разделители, оказавшись в потоке жидкости, уменьшают конвективное их перемешивание и распространение смеси в потоке. Наиболее распространены износостойкие шаровые разделители, представляющие собой резиновые толстостенные полые шары, заполняемые водой или антифризом (зимой).

Необходимый контакт разделителя с внутренней поверхностью трубопровода обеспечивается упругими свойствами материала, из которого изготовлен разделитель, а также избыточным давлением и объемом рабочей жидкости в разделителе. Когда при последовательной перекачке нефтепродуктов применение одного механического разделителя оказывается недостаточным, запускают несколько разделителей.

Запуск нескольких эластичных шаров-разделителей осуществляется специальными устройствами.

Партию шаров помещают в камеру 3, заканчивающуюся затвором 1 и имеющую сигнальное устройство 2 (рис. 118).

Для последовательного ввода шаровых разделителей в трубопровод, в камере запуска установлен отсекающий механизм 4. На обводной линии 5 установлен сигнализатор 6 прохождения смеси и на основном трубопроводе линейный сигнализатор 7, фиксирующий прохождение разделителей. Жидкость из камер запуска и приема разделителей откачивают насосом S в резервуар 9.

§ 5. ЕМКОСТИ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Для сбора, хранения и учета нефти и нефтепродуктов на нефтепромыслах, нефтеперерабатывающих заводах, нефтебазах и станциях магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов служат резервуары — сосуды разнообразной формы и размеров, построенные из различных материалов.

По назначению эти сосуды подразделяются на резервуары для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов.

По материалу — на металлические и неметаллические. Металлические резервуары сооружают преимущественно из стали. К неметаллическим резервуарам относятся в основном железобетонные резервуары.

Резервуары каждой группы различают по форме: вертикальные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, каплевидные и других форм.

По схеме установки резервуары делятся на: наземные, у которых днище находится на уровне или выше наинизшей отметки прилегающей площадки; подземные, когда наивысший уровень жидкости в резервуаре находится ниже наинизшей отметки прилегающей площадки не менее чем на 0,2 м.

Резервуары сооружают различных объемов от 100 м 3 до 120000 м3 .

Для хранения светлых нефтепродуктов применяют преимущественно стальные резервуары, а также железобетонные с внутренним покрытием — листовой стальной облицовкой или неметаллическими изоляциями, стойкими к воздействию нефтепродуктов.

Рис. 118. Схема устройства для запуска и приема разделителей

Для хранения больших количеств нефти и темных нефтепродуктов рекомендуется применять в основном железобетонные резервуары. Смазочные масла, как правило, хранят в стальных резервуарах.

Группа однотипных резервуаров, объединенных трубопроводными коммуникациями, называется резервуарным парком. Каждая группа наземных резервуаров ограждается земляным валом или стенкой, высота которых принимается на 0,2 м выше расчетного уровня разлившейся жидкости, но не менее 1 м при ширине земляного вала по верху 0,5 м.

Вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на резервуары низкого давления, с понтонами и с плавающими крышами. Каждый резервуар снабжается лестницей, необходимой для осмотра оборудования, отбора проб и контроля за уровнем нефтепродукта. У места присоединения лестницы к крышке резервуара сооружается замерная площадка, на которой устанавливают замерные приспособления и аппаратуру.

Резервуары низкого давления со щитовым коническим или сферическим покрытием отличаются тем, что покрытие монтируется из готовых щитов, выполненных из листовой стали толщиной 2,5 мм. Пояса корпуса резервуаров имеют толщину 4—10 мм (снизу вверх).

Резервуары с коническим покрытием (рис. 119) сооружают объемом 100—5000 м 3 , причем в центре их (за исключением резервуаров объемом 100 и 200 м3 ) устанавливают центральную стойку, на которую опираются щиты покрытия. Резервуары со сферическим покрытием сооружают объемом 10000, 15000 и 20000 м3 . Щиты покрытия по контуру опираются на кольцо, установленное на корпусе резервуара. Толщина листов стенки резервуаров (считая снизу вверх) 6—14 мм. Толщина листов покрытия 3 мм.

Резервуары оснащаются дыхательной арматурой и замерными устройствами. К ним относятся:

люк-лаз (в нижнем поясе резервуара) для внутреннего осмотра, ремонта и очистки резервуара;

  • люк световой (на крыше резервуара) для проветривания и освещения резервуара;
  • люк замерный для контрольного замера уровня жидкости в резервуаре и взятия проб, которые нормально осуществляются специальным уровнемером и сниженным пробоотборником;
  • хлопушка (корпус с наклонным срезом и плотно прилегающей к нему крышкой), предназначенная для предотвращения потерь нефтепродуктов в случае разрыва трубопроводов или выхода из строя резервуарной задвижки;
  • сифонный водоспускной кран, устанавливаемый для выпуска подтоварной воды из резервуара;
  • монтируется он снаружи резервуара на конце трубы с изогнутым отводом, находящимся внутри резервуара у его днища;
  • дыхательный клапан, предназначенный для регулирования давления паров нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки или выкачки нефтепродукта, а также колебаний температуры;
  • в зависимости от условий применения и конструкций резервуаров на них устанавливают дыхательные клапаны различных модификаций и диаметров;
  • огневой предохранитель, служащий для защиты резер-‘ вуара от проникновения в его газовое пространство огня через дыхательную аппаратуру;
  • предохранительные клапаны (гидравлический и мембранный) для регулирования давления паров нефтепродуктов в случае неисправности дыхательного клапана или если сечение дыхательного клапана окажется недостаточным для быстрого пропуска газов или воздуха;
  • пеногенератор для подачи пены при тушении пожара в резервуаре.

С целью снижения потерь легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов применяют резервуары с плавающим понтоном.

Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь испарения, благодаря чему резко снижаются (в 4— 5 раз) потери от испарения. Понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара оставляется зазор шириной 100— 300 мм, перекрываемый уплотняющими герметизирующими затворами. Известны несколько конструкций затворов, однако в основном применяют затворы из прорезиненной ткани, профили которой имеют форму петли с внутренним заполнением затвора (петли) упругим материалом.

Плавающие понтоны различают двух типов: металлические и из синтетических пенопластовых или пленочных материалов. На рис. 120 показан резервуар с металлическим понтоном в виде диска 3 с открытыми коробами / и 4. К периферийному кольцу жесткости, который одновременно служит и бортом понтона, прикрепляется герметизирующий затвор 5. Понтон оснащен опорами 2, на которые он опирается в нижнем положении. В связи с тем, что понтоны сооружают в резервуарах со стационарным покрытием, которое предотвращает попадание атмосферных осадков на поверхность понтонов, это позволяет применять облегченные кострукции понтонов из синтетических пленочных материалов.

Рис. 119. Вертикальный цилиндрический резервуар:

1 — световой люк; 2 — гидравлический предохранительный клапан; 3 — огневой предохранитель; 4 — дыхательный клапан; 5— замерный люк; б—указатель уровня; 7 — люк-лаз; 8 — сифонный кран; 9 — хлопушка; 10 — приемо-раздаточные патрубки; 11 — перепускное устройство; 12 —управление хлопушкой; 13 — лебедка; 14 — подъемная труба; 15 — шарнир подъемной трубы; 16 — блок

Резервуары с плавающей крышей не имеют стационарного покрытия, а роль крыши у них выполняет диск из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости.

Каплевидные резервуары применяют для хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов с высокой упругостью паров. Оболочке резервуара придают очертание капли жидкости, свободно лежащей на несмачиваемой плоскости и находящейся под действием сил поверхностного натяжения. Благодаря такой форме резервуара создаются условия, при которых все элементы поверхности корпуса под действием давления жидкости растягиваются примерно с одинаковой силой, испытывая одни и те же напряжения, что обеспечивает минимальный расход стали на изготовление резервуара.

В связи с тем, что каплевидные резервуары рассчитывают на внутреннее давление в газовом пространстве 0,04—0,2 МПа и вакуум 0,005 МПа, легкоиспаряющиеся нефтепродукты хранятся почти полностью без потерь от малых «дыханий» и пары выпускают в атмосферу главным образом при наполнении резервуаров (при больших «дыханиях»).

В зависимости от характера изготовления оболочки различают два основных типа этих резервуаров (рис. 121): гладкие а и многоторовые б. К каплевидным относятся резервуары с гладким корпусом, не имеющим изломов. Такие резервуары сооружают объемом 5 000—6 000 м3 , рассчитанные на давление до 0,075 МПа. Резервуары, корпус которых образуется пересечением нескольких оболочек двойной кривизны, называются многокупольными или многоторовыми. Резервуары этого типа сооружают объемом 5 000—20 000 м3 , они рассчитаны на давление до 0,37 МПа.

Неметаллические резервуары — такие резервуары, у которых несущие конструкции выполнены из неметаллических материалов. К неметаллическим резервуарам в основном относятся железобетонные и резервуары из резинотканевых или синтетических материалов, применяемых преимущественно в качестве передвижных емкостей.

Рис. 120. Резервуар с металлическим понтоном

Железобетонные резервуары по виду хранимого нефтепродукта подразделяются на резервуары для: мазута, нефти, масел и светлых нефтепродуктов. Поскольку нефть и мазут практически не оказывают химического воздействия на бетон и обладают способностью за счет своих тяжелых фракций и смол тампонировать (кальматировать) мелкопористые материалы, уменьшая со временем их просачиваемость и проницаемость, при их хранении в железобетонных резервуарах не требуется специальной защиты стенок, днищ и покрытия резервуаров. При хранении смазочных масел во избежание их загрязнения внутренние поверхности резервуаров защищают различными покрытиями или облицовками. То же относится и к резервуарам для светлых легкоиспаряющихся нефтепродуктов, которые, обладая незначительной вязкостью, легко фильтруются через бетон. Кроме того, покрытие в данном случае должно обладать повышенной герметичностью (газонепроницаемостью) с целью уменьшения потерь от испарения.

* Рис. 121. Каплевидные резервуары

Железобетонные резервуары, кроме экономии металла, обладают еще рядом технологических преимуществ. При хранении в них подогреваемых вязких нефтей и нефтепродуктов медленнее происходит их остывание за счет малых теплопотерь, а при хранении легкоиспаряющихся светлых нефтепродуктов уменьшаются потери от испарения, так как резервуары при подземной установке менее подвержены солнечному облучению. Резервуары этого типа по форме в плане сооружают круглыми (вертикальные и цилиндрические) и прямоугольными. Наиболее экономичны резервуары круглой формы, однако резервуары прямоугольной формы более просты в изготовлении.

ГЛАВА II. НЕФТЕБАЗОВОЕ ХОЗЯЙСТВО

Комплекс сооружений и установок для хранения, приема и отпуска нефтепродуктов называется нефтебазой. По принципу работы нефтебазы можно разделить на два вида:

1) самостоятельные хозяйства, предназначенные для хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей;

2) нефтебазы или нефтесклады, предназначенные только для снабжения предприятий, которым они принадлежат (автохозяйства, совхозы, колхозы, железнодорожные станции).

Нефтебазы первого вида располагаются на собственных территориях, а нефтебазы второго вида — на территории тех предприятий и хозяйств, которым они принадлежат.

Кроме того, нефтебазы разделяются также по принципу оперативной деятельности и условиям завоза и вывоза нефтепродуктов: перевалочные нефтебазы, сырьевые и товарные приэа-водские нефтебазы, распределительные. Существует много смешанных нефтебаз, которые одновременно выполняют перевалочные, завозные и распределительные операции.

На нефтебазах проводят следующие основные операции:

1) прием нефтепродуктов, доставляемых на базу в железнодорожных цистернах, нефтеналивных судах, по трубопроводам и т. д.;

2) хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах;

3) отпуск больших партий нефтепродуктов в железнодорожные цистерны, нефтеналивные суда, трубопроводы;

4) отпуск малых количеств нефтепродуктов мелким потребителям через разливочные, автоколонки и тарные склады в контейнеры, бочки, бидоны;

5) подогрев застывающих и вязких нефтепродуктов в резервуарах, железнодорожных цистернах, нефтеналивных судах, трубопроводах.

Кроме того, на нефтебазах могут проводиться и вспомогательные операции: очистка, осветление и регенерация масел, изготовление мелкой тары и т. п. На сырьевых призаводских нефтебазах в случае необходимости осуществляется обезвоживание и обессоливание сырых нефтей.

В завцсимости от мощности нефтебаз и объема производимых операций число и характеристика отдельных сооружений и объектов производственного и вспомогательного назначения, входящих в общий комплекс нефтебаз, могут быть самыми различными.

На рис. 122 приведена примерная схема крупной смешанной нефтебазы. Вся территория нефтебазы разбивается на шесть зон:

  • I — приема и отпуска нефтепродуктов;
  • II — хранения;
  • III — оперативная;
  • IV — вспомогательных технических сооружений;
  • V— административно-хозяйственных сооружений;
  • VI — очистных сооружений.

Зона приема и отпуска нефтепродуктов включает сооружения, предназначенные для приема и отпуска нефтепродуктов крупными партиями. В состав сооружений этой зоны входят причалы, железнодорожные тупики со сливно-наливными эстакадами, насосная с обвязкой и лаборатория для анализа нефтепродуктов.

Рис, 122. План нефтебазы с разбивкой по зонам:

  • / — причал;
  • 2 — железнодорожный тупик;
  • 3 — сливно-наливная эстакада;
  • 4 — нулевой резервуар;
  • 5 — насосная;
  • 6 — манифольд;
  • 7 — лаборатория- 8 — резервуары- 9 — мерник-10 пеноаккумуляторная станция;
  • 11 — автоэстакада;
  • 12 — разливочная;’ 13 — тарный склад;
  • 14 — котельная;
  • 15 — разгрузочная площадка;
  • 16 — водонасосная- 17 — электростанция

В зону хранения входит резервуарный парк с мерниками для замера небольших партий нефтепродуктов. В этой же зоне размещается пеноаккумуляторная станция для выработки пены, необходимой для тушения горящих резервуаров.

Объекты первой и второй зон соединены сетью трубопроводов, позволяющих направлять нефтепродукты из одного объекта в другой.

В оперативной зоне проводится отпуск нефтепродуктов мелкими партиями в автоцистерны, контейнеры, бочки, бидоны. В этой зоне размещаются автоэстакады для отпуска нефтепродуктов в автоцистерны, разливочные станции для разлива нефтепродуктов в бочки и бидоны, тарные склады, где хранятся в мелкой таре расфасованные нефтепродукты, автомобильные весы для взвешивания пустых и груженых автомашин.

Зона вспомогательных технических сооружений предназначена для обслуживания основных объектов нефтебазы. В нее входят следующие сооружения: разгрузочная площадка, предназначенная для разгрузки прибывающего по железной дороге оборудования, материалов, запасных частей и нефтепродуктов в таре; складские помещения; котельная для снабжения паром силовых установок, а также подогрева нефтепродуктов и отопления помещений; механическая мастерская; бондарный цех; электростанция или трансформаторная, подстанция; водонасосная с резервуарами или водонапорной башней.

Зона административно-хозяйственных сооружений включает в себя контору с проходной будкой, пожарное депо, здание вооруженной охраны нефтебазы, гараж.

В зоне очистных сооружений располагаются объекты для очистки ливневых вод и сбора пролитых на территории нефтебазы продуктов. В состав сооружений этой зоны входят песколовка, нефтеловушка, аварийный амбар, иловая площадка.

Все объекты нефтебазы — котельные, насосные, эстакады — соединены промышленными коммуникациями (паровой сетью, электросетью, водопроводами и т. п.).

На рис. 122 движение нефтепродуктов на складе показано сплошной линией, а путь транспорта — пунктирной.

Естественно, что перечисленные объекты необязательно входят в состав каждой нефтебазы. Так, чисто перевалочные базы обычно не имеют сооружений третьей зоны; нефтебазы, оперирующие только со светлыми нефтепродуктами, часто не имеют котельных установок, не на всех нефтебазах имеются бондарные мастерские, регенерационные установки и т. п. Но основной комплекс сооружений (сливные и наливные устройства, резервуарный парк, насосная, средства пожаротушения, мехмастерская) обязателен для всех крупных баз.

Глава III. ТРАНСПОРТ ПРИРОДНОГО ГАЗА

К магистральным газопроводам относятся газопроводы, по которым газ транспортируется из районов его добычи до мест потребления газораспределительных станций (ГРС) городов, населенных пунктов и промышленных предприятий.

Сеть магистральных газопроводов в нашей стране систематически расширяется. Основные системы газопроводов: север Тюменской области — районы Урала и Центра, Средняя Азия — Центр, трансконтинентальный газопровод из Оренбурга к государственным границам для подачи газа в Болгарию, Венгрию, ГДР, Польшу, Румынию и Чехословакию.

В настоящее время магистральные газопроводы сооружают в основном диаметром 1200 и 1400 мм при давлении до 7,5 МПа с пропускной способностью 15—25 млрд. м 3 /год.

Магистральные газопроводы во многом тождественны магистральным нефтепроводам и содержат те же основные Элементы: трубопроводы, перекачивающие станции и телефонную» связь.

Однако газопроводы имеют и некоторые специфические особенности, обусловленные большим удельным объемом газа и изменениями этого объема под влиянием давления, развиваемого на станциях при перекачке. К этим особенностям относятся в первую очередь увеличенные диаметры газопроводов по

  • сравнению с трубопроводами, по которым транспортируются жидкости в эквивалентных газу весовых количествах.

Другой особенностью магистрального газопровода является поддержание значительного давления, в конце перегонов между станциями газопровода, имеющего на всем протяжении один-диаметр. Так, например, если на нефтепроводе начальное давление нефти на насосной станции, равное 5 МПа, снижается к концу перегона практически почти до нуля, то на газопроводе давление в конце перегона поддерживается на уровне 2 МПа, что соответствует оптимальным параметрам перекачки.

К особенностям магистральных газопроводов относится также необходимость специальных мероприятий по предотвращению образования в них гидратных пробок и мероприятий, связанных с повышенной взрывоопасностью газа. Наконец, к основным особенностям магистральных газопроводов следует отнести особо высокие требования к бесперебойности перекачек, так как каждая длительная остановка газопровода нарушает снабжение топливом потребителей и может вызвать остановку добычи газа в начальном пункте газопровода.

Перед подачей в газопровод газ очищается от тех примесей, которые затрудняют транспортирование его к потребителю или же делают опасным для употребления вследствие ядовитости.

Состав сооружений магистрального газопровода включает в себя следующие основные комплексы: головные сооружения, состоящие из систем газосборных и подводящих газопроводов, компрессорного цеха и установок очистки и осушки газа; линейные сооружения, состоящие из собственно магистрального газопровода с запорными устройствами, переходов через естественные и искусственные сооружения, станций катодной защиты, дренажных установок; компрессорные станции с установками по очистке газа, контрольно-распределительным пунктом (КРП) для редуцирования газа на собственные нужды станции, а также подсобно-вспомогательными сооружениями (включая склады горюче-смазочных материалов, установки регенерации масла и ремонтно-эксплуатационные блоки); газораспределительные станции (ГРС), оборудованные регуляторами давления; подземные газохранилища с компрессорными станциями.

Газ с газового промысла по газосборным сетям поступает на головные сооружения, откуда после осушки и очистки направляется в магистральный газопровод. По линии газопровода для отключения отдельных его участков устанавливают запорные устройства и продувочные свечи. Отключающие краны размещают через каждые 20—25 км, а также на берегах водных преград (при пересечении их газопроводом в две или более ниток) и у компрессорных станций. Продувочные свечи располагаются вблизи кранов, обеспечивая опорожнение отключаемых участков трубопроводов на время их ремонта. Вдоль трассы газопровода размещают противокоррозионные (катодные и протекторные) установки для защиты труб от коррозии, а также дома линейных ремонтеров (через каждые 20—30 км), имеющих телефонную связь между собой, с ближайшими компрессорными станциями и аварийно-ремонтными пунктами. В конце газопровода или его ответвления сооружают газораспределительную станцию (ГРС), предназначенную для подачи газа в распределительную сеть города или промышленного предприятия. Составная часть магистрального газопровода — компрессорные станции предназначены для увеличения пропускной способности газопровода за счет повышения давления газа на выходе из станции путем его компримирования, а также для подготовки газа к транспорту.

В зависимости от назначения и месторасположения на магистральном газопроводе различают головные и промежуточные компрессорные станции. Головные компрессорные станции: (ГКС) устанавливают в начальном пункте газопровода, расположенного в районе газового промысла или -на некотором расстоянии от него, где осуществляется подготовка газа к транспорту и компримирование его до расчетного давления. Промежуточные компрессорные станции (ПКС) располагают по трассе газопровода на расстоянии 100—200 км. Расстояние между станциями определяется расчетом. Принципиальные технологические схемы головных и промежуточных компрессорных станций в принципе одинаковые, за исключением установок по подготовке газа к дальнему транспорту. На головных компрессорных станциях эта подготовка осуществляется полностью, т. е. производится пылеулавливание, обезвоживание, очистка от серы, механических примесей и жидких частиц; на промежуточных компрессорных станциях подготовка газа к транспорту ограничивается очисткой от механических примесей, конденсата и воды.