СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………………………………………..….3
1. Дальний транспорт нефти и газа …………………………………………………………………..4
1.1. Виды транспорта нефти и нефтепродуктов
……………………………………………….4
1.2. Технология трубопроводного
транспорта нефти и нефтепродуктов………..8
1.3. Виды транспорта газа …………………………………………………………………………….…11
1.4. Технология трубопроводного транспорта
газа ………………………………….……12
1.5. Сооружение магистральных газонефтепроводов
………………………………..…14
1.6. Подводные и морские трубопроводы
………………………………………………..…..20
1.7. Эксплуатация магистральных нефтегазопроводов
…………………………….…..21
2. Хранение нефти и газа ………………………………………………………………………….……..22
2.1. Хранение нефти и нефтепродуктов……………………………………………………..……22
2.2. Хранение газа ……………………………………………………………………………………………23
2.3. Сооружение газонефтехранилищ………………………………………………….………….24
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ…………………………………………….…….30
ВВЕДЕНИЕ
В последнее время одной из острейших
проблем нефтегазодобывающей отрасли
стали аварии промысловых трубопроводов.
По данным Госгортехнадзора РФ, ежегодно
происходит около 50-70 тыс. нарушений
герметичности и разрывов труб, и
их количество растет с каждым годом.
Одна из основных причин аварий – коррозия.
90 % отказов нефтетранспортных сетей
являются следствием коррозионных повреждений.
Из общего числа аварий 50-55 % приходится
на долю систем нефтесбора и 30-35 % - на долю
коммуникаций поддержания пластового
давления. 42 % труб не выдерживают пятилетней
эксплуатации, а 17 % - даже двух лет. На ежегодную
замену нефтепромысловых сетей расходуется
7-8 тыс. км труб или 400-500 тыс. тонн стали.В
результате многолетних разработок промышленные
предприятия России смогли предложить
альтернативу металлу – трубную продукцию
нового поколения для нефтедобывающей
отрасли из всевозможных полимерных, композитных
материалов, стекловолокна, стеклопластика.
1.Дальний транспорт нефти и газа
1.1.Виды транспорта нефти и нефтепродуктов
Мировая практика транспортировки
нефти и нефтепродуктов включает
железнодорожный, водный, автомобильный
и трубопроводный виды транспорта.
Железнодорожный транспорт - наиболее
распространенный вид транспорта для
перевозки грузов. Перевозка жидких
нефтяных грузов осуществляется в специальных
стальных вагонах-цистернах грузоподъемностью
50, 60 и 120 т, выполненных из листовой
стали толщиной 8 - 11 мм. Налив нефтепродуктов
в цистерну, как правило, производится
сверху, а слив снизу. Цистерны оборудуются
смотровыми площадками, внутренними
и наружными лестницами, нижними
сливными приборами и другими
необходимыми устройствами для надежной
эксплуатации в пути следования и
при сливно-наливных работах. В качестве
тары для нефтегрузов применяются
металлические, пластмассовые и
деревянные бочки и бидоны, фанерные
и металлофанерные ящики и барабаны,
стеклянные бутылки, хлопчатобумажные
и бумажные мешки и др
Водный транспорт нефти делится
на речной - по внутренним водным путям
(рекам, озерам) и морской - по морям и океанам
(как по внутренним морям континента, так
и между континентами). По рекам и озерам
нефть перевозится в баржах (в том числе
самоходных) и в речных танкерах - специальных
самоходных судах, предназначенных для
перевозки нефтегрузов. Морской транспорт
нефтегрузов осуществляется морскими
танкерами - судами большой грузоподъемности,
способными пересекать океаны и моря.
Чем больше грузоподъемность танкера,
тем дешевле перевозка. Грузоподъемность
современных морских супертанкеров достигает
миллиона тонн. Эффективность использования
супертанкеров повышается с увеличением
дальности перевозок, на малых расстояниях
они перестают быть рентабельными.
Сооружаются балктанкеры - комбинированные
суда, предназначенные для перевозки нефтей
и нефтепродуктов, навалочных грузов и
руды.
Имеются танкеры класса «река
- море» грузоподъемностью 5000 т
повышенной прочности. Эти суда
даже способны совершать рейсы
в открытых морях - таких, как
Средиземное, Охотское.
Нефтеналивные суда характеризуются
следующими основными показателями:
- водоизмещением - массой воды, вытесняемой
груженым судном.
Водоизмещение судна при полной
осадке равно собственной массе
судна и массе полного груза
в нем, включая все необходимые
для плавания запасы;
- дедвейтом - массой поднимаемого
груза (транспортного и хозяйственного);
- грузоподъемностью - массой транспортного
груза
- осадкой при полной загрузке;
- скоростью при полной загрузке.
Автомобильный транспорт - основной вид
транспорта для доставки нефтепродуктов
с распределительных нефтебаз и
наливных пунктов непосредственно
к местам потребления (на АЗС, заводы,
фабрики, автобазы и т.д.). Для перевозки
нефти автотранспорт практически
не используют.
Перевозки нефтепродуктов автомобильным
транспортом осуществляют, в основном,
в пределах нескольких десятков
километров. При больших расстояниях
автотранспорт неэкономичен по
сравнению с железнодорожным,
и его применяют лишь там,
где отсутствует сеть других
видов транспорта (например, на Севере
и т. д. ). Массовые нефтепродукты
(бензин, дизельное топливо, мазут, некоторые
масла) перевозят в специализированных
автомобильных цистернах и автоприцепах,
мелкие партии нефтепродуктов - в таре
на бортовых машинах.
Воздушный транспорт нефтепродуктов
из-за значительной стоимости применяют
лишь для снабжения отдельных
пунктов на Крайнем Севере, дрейфующих
станций и зимовок в Арктике.
Доставку нефтепродуктов воздушным
транспортом осуществляют, как правило,
в бочках.
Трубопроводный транспорт нефтегрузов
осуществляется по специальным трубопроводам
от мест производства к местам потребления.
По перекачиваемому продукту трубопроводы
подразделяют на нефтепроводы, перекачивающие
нефть, и нефтепродуктопроводы, перекачивающие
бензины, дизельные топлива, керосины,
мазуты
Достоинства и недостатки
видов транспорта нефти и нефтепродуктов.
Вид транспорта
Достоинства
Недостатки
Железнодорожный
- универсальность (перевозка всех
видов нефти и нефтепродуктов
в любых объемах);
- равномерность доставки грузов
в течение всего года с более
высокой скоростью, чем водным
транспортом;
- доставка нефтепродуктов в
большинство пунктов потребления
в связи с наличием разветвленных
железнодорожных сетей в густонаселенных
промышленных и сельскохозяйственных
районах.
- большие капитальные затраты
при строительстве новых, ремонте
и реконструкции существующих
линий;
- относительно высокие эксплуатационные
затраты;
относительно низкая эффективность
использования мощности подвижного
состава (цистерны в обратном направлении
идут незагруженными);
- значительные потери нефти
и нефтепродуктов при транспорте
и разгрузочно-погрузочных операциях;
- необходимость специальных сливно-наливных
пунктов и пунктов зачистки
вагонов-цистерн.
Водный
- неограниченная пропускная способность
водных путей;
- в большинстве случаев нет
необходимости в создании дорогостоящих
линейных сооружений.
- провозная способность флота
ограничивается грузоподъемностью
и другими показателями передвижных
средств флота, производительностью причального
и берегового нефтебазового хозяйства.
Автомобильный
- доставка небольших партий
нефтепродуктов на различные
расстояния с большой скоростью;
- большая маневренность и высокая
проходимость;
- высокая оперативность.
- высокие затраты на эксплуатацию,
в 10-20 раз стоимость перевозок
автотранспортом выше, чем по
железной дороге;
- сравнительно небольшая грузоподъемность
автоцистерн, неполная загрузка
подвижных средств из-за порожних
пробегов цистерн;
- зависимость от наличия и
технического состояния дорог
Воздушный
- доставка небольших партий
нефтепродуктов на различные
расстояния с большой скоростью;
- отсутствует необходимость в
дорогах;
- высокая оперативность.
- высокие затраты на эксплуатацию;
- сравнительно небольшая грузоподъемность;
- зависимость от погодных условий.
Трубопроводный
- наиболее низкая себестоимость
перекачки;
- небольшие удельные капитальные
вложения на единицу транспортируемого
груза и быстрая окупаемость
затрат при строительстве трубопроводов;
- бесперебойная поставка в течение
года, практически не зависящая
от климатических условий
- высокая производительность труда;
- незначительные потери нефтей
и нефтепродуктов при перекачке;
- сравнительно короткие сроки
строительства;
- возможность перекачки нескольких
сортов нефти и нефтепродуктов
по одному трубопроводу;
- возможность наращивания пропускной
способности трубопровода за
счет строительства дополнительных
насосных станций и прокладки
параллельных участков (лупингов).
- крупные единовременные капитальные
вложения в строительство (необходимо
проложить весь трубопровод);
- потребность в крупных материальных
затратах на заполнение всего
трубопровода нефтью или нефтепродуктом
при вводе в эксплуатацию.
Особенно велики эти затраты
для магистральных нефтепродуктоводов:
большая металлоемкость, необходимость
устойчивого грузопотока на длительное
время, небольшая скорость движения нефти
и нефтепродуктов
(5-10 км/ч).
К магистральным нефтепроводам
относятся трубопроводы диаметром
от 529 до 1220 мм и протяженностью не менее
50 км, предназначенные для доставки
нефти из районов добычи на нефтеперерабатывающие
заводы или пункты налива нефти в
железнодорожные вагоны-цистерны или
в места погрузки ее на танкеры. Производительность
магистральных нефтепроводов составляет
от 0.7 до 80 млн. т нефти в сутки.
К магистральным нефтепродуктопроводам
относятся трубопроводы диаметром
не менее 219 мм и протяженностью
не менее 50 км, предназначенные
для транспортировки нефтепродуктов
из районов их производства, а
также перевалочных нефтебаз
в районы потребления - до распределительных
нефтебаз, наливных станций, портов,
крупных промышленных предприятий,
ТЭЦ и др.
1.2.Технология трубопроводного
транспорта нефти и нефтепродуктов
Добываемые нефти существенно
различаются по содержанию парафина
и асфальто-смолистых веществ и, следовательно,
по вязкости и температуре застывания.
Высокая вязкость и большое содержание
парафина осложняет трубопроводный транспорт
таких нефтей, особенно при сравнительно
низких температурах, что характерно для
большинства месторождений нашей страны.
Для снижения вязкости нефть часто транспортируют:
- в подогретом состоянии (в
нефтепроводе Узень - Гурьев - Куйбышев
нефть подогрета до 60 - 65°С);
- с маловязкими разбавителями
(маловязкая нефть, конденсат);
- в газонасыщенном состоянии (т. е.
с растворенным попутным газом).
Схема магистрального трубопровода.
Магистральный нефтепровод, как правило,
начинается с головной насосной станции
(ГНС) 3 и заканчивается конечным
пунктом.
Нефть с промысла поступает
в резервуарный парк 4 ГНС 3. Резервуарный
парк ГНС предназначен для:
- приема нефти с промысла
в случае остановки перекачки
по нефтепроводу;
- подачи нефти в трубопровод
при остановке поставки нефти
с промысла. Объем резервуарного
парка принимается равным двух-,
трехсуточной пропускной способности
магистрального нефтепровода.
Из резервуарного парка нефть
откачивается подпорными центробежными
насосами 2, которые с целью избежания
кавитации создают необходимый подпор
(т.е. повышенное давление от 0,5 до 0,8 МПа)
перед основными центробежными насосами
1.
Основные насосы подают нефть
в магистральный нефтепровод
5. Основные насосы соединяются
в большинстве случаев последовательно
по 2 или 3 (в зависимости от
заданного режима перекачки), чтобы
создать необходимое рабочее
давление в нефтепроводе. Привод
насосов на нефтеперекачивающих
станциях осуществляется от электродвигателей.
Выпускается несколько типоразмеров центробежных
насосов для магистральных нефтепроводов
и нефтепродуктопроводов (серия НМ) с различной
подачей - от 125 м3/ч до 12,5 тыс. м3/ч и напором
от 50 до 200 м. Рабочее давление в нефтепроводах
в зависимости от диаметра изменяется
от 6,4 (для диаметра 530 мм) до 5,5 МПа (для
диаметра 1220 мм). Это давление расходуется
на преодоление потоком нефти гидравлического
сопротивления, оказываемого стенками
труб, и по длине трубопровода постепенно
уменьшается.
Через каждые 10-15 км на нефтепроводе
устанавливают линейную запорную
арматуру 6 для сокращения потерь
при авариях. В том месте
на трассе, где давление в нефтепроводе
снижается до минимального подпора,
размещают следующую нефтеперекачивающую
станцию - промежуточную НПС 11,
и процесс повторяется снова
до следующей промежуточной станции.
Промежуточные станции размещают
по трассе нефтепровода в соответствии
с гидравлическим расчетом, в
среднем через 100-150 км в зависимости
также от рельефа местности.
Промежуточные нефтеперекачивающие станции
не имеют, как правило, резервуаров и подпорных
насосов, и перекачка нефти по магистральному
нефтепроводу производится по схеме "из
насоса в насос", т. е. из насосов предыдущей
в насосы последующей станции, и так в
пределах эксплуатационного участка,
включающего от 3 до 4 перегонов между насосными
станциями (т. е. на протяжении 300-500 км).
В начале каждого эксплуатационного участка
размещают нефтеперекачивающую станцию
13 с резервуарами и подпорными насосами.
На своем протяжении нефтепровод
проходит через естественные
препятствия (реки 10) и искусственные
(железные 8 и шоссейные 7 дороги).
В зависимости от условий местности
могут применяться подземная,
надземная или наземная прокладки
нефтепровода
На конечном пункте нефтепровода
нефть поступает в резервуары
16 и затем передается потребителям:
- НПЗ 17;
- пункт налива железнодорожных
цистерн 18;
- пункт налива танкеров 19.
Вдоль трассы сооружаются
вспомогательные линейные сооружения:
- вертолетные площадки 21 для посадки
вертолетов, обслуживающих нефтепровод;
- защитные сооружения 23, предотвращающие
разрушение трубопровода
- системы электрокатодной защиты
трубопровода 15 от электрохимической
коррозии;
- площадки 22 с аварийным запасом
труб;
- линии электропередач 14, линии
связи 25;
- подъездные дороги 24;
- дома линейных ремонтеров-связистов
9;
- лупинги 26.
При технологической необходимости
на линейной части сооружаются отводы
12 к отдельным потребителям и
лупинги 20.
Схема магистрального нефтепродуктопровода
практически не отличается от
схемы магистрального нефтепровода.
Трубопроводный транспорт нефтепродуктов
массового потребления приобретает
все большее значение и интенсивно
развивается.
Трубопроводный транспорт нефтепродуктов
позволяет по одному и тому
же нефтепродуктопроводу перекачивать
последовательно разные светлые
нефтепродукты, например бензин
и дизельное топливо. При этом
разные нефтепродукты транспортируются
по одному и тому же трубопроводу
в виде следующих друг за
другом партий. На конечном пункте
нефтепродуктопровода или на
распределительной нефтебазе, подключенной
к нему, осуществляется раздельный
прием этих партий в разные
резервуары.
1.3. Виды транспорта газа
Для транспортировки газа
и газового конденсата применяются
железнодорожный, водный, автомобильный
и трубопроводный виды транспорта.
Попутный (нефтяной) газ, отделяемый
из нефти, поступает по трубопроводам
на ГПЗ, где из него выделяют
пропан и бутан и в виде
их смеси в сжиженном виде
в железнодорожных цистернах,
баллонах или автоцистернах направляется
потребителям - в систему бытового
или промышленного газоснабжения
городов и поселков. Газовый конденсат,
добываемый вместе с газом
из газоконденсатных месторождений,
отделяется от газа непосредственно
на месторождении на установках
подготовки газа и по трубопроводам
(конденсато-проводам) или в цистернах
доставляется потребителям - на нефтехимические
предприятия.
С 50-х годов получил распространение
способ морских перевозок сжиженного
природного газа (метана) в специальных
танкерах - метановозах. Метан составляет
основную часть природного газа. Если
метан при атмосферном давлении охладить
до температуры -162°С, то он становится
жидким.
Трубопроводный транспорт является
основным видом внутриконтинентального
транспорта природного газа. По трубопроводам
(газопроводам) газ в газообразном
состоянии транспортируется после
компримирования (сжатия) компрессорами.
В отличии от магистрального нефтепровода
максимальный диаметр магистрального
газопровода в настоящее время составляет
1420 мм. В России рабочее давление газопроводов
зависит от их диаметра. Обычно при диаметре
не более 1020 мм рабочее давление составляет
5,4 МПа, а при диаметре более 1020 мм поддерживается
рабочее давление 7,35 МПа.
При диаметре 1020 мм и 1420 мм
магистральный газопровод имеет
пропускную способность соответственно
30 и 100 млн. м3 в сутки.
1.4.Технология трубопроводного транспорта
газа
Схема магистрального газопровода.
Система газоснабжения от
скважины до потребителя представляет
собой единую технологическую
цепочку. Вся продукция скважины
1 на газовом или газоконденсатном
месторождении поступает через
газосборный пункт 2 и газопромысловый
коллектор 3 на установку подготовки
газа 4.
Если давление на устье
скважины больше, чем рабочее
давление магистрального газопровода,
то оно дросселируется (снижается)
до нужной величины введением
дополнительного гидравлического
сопротивления. В случае недостаточного
давления газ после подготовки
закачивается ГКС 5 в магистральный
газопровод 6.
Линейные охранные краны
7 на газопроводе предусматриваются
через 20-30 км. Для поддержания
давления газа на газопроводе
с интервалом в 100-120 км устанавливаются
компрессорные станции (КС) 8. Они
в большинстве случаев оборудуются
центробежными нагнетателями для
компримирования газа с приводом от газотурбинных
установок или электродвигателей. В настоящее
время 80 % мощности всех КС составляет
газотурбинный привод нагнетателей, а
20 % - электропривод. Газовые турбины работают
на перекачиваемом газе. Расход газа на
топливо достигает 10-12 % объема его транспортировки.
Мощность применяемых на КС электродвигателей
не превышает 12,5 тыс. кВт.
На каждой КС устанавливаются
пылеуловители, т.к. газ в процессе
движения по газопроводу засоряется
механическими примесями. На выходе
всех КС газопроводов большого
диаметра устанавливают аппараты
воздушного охлаждения (АВО) газа
для охлаждения транспортируемого
газа атмосферным воздухом.
Магистральные газопроводы
часто прокладываются в одном
коридоре с другими газопроводами.
В этом случае они соединяются
между собой перемычками на
входе и выходе КС и далее
через каждые 20-40 км.
На своем протяжении нефтепровод
проходит через естественные
препятствия (реки 13) и искусственные
(железные 11 и шоссейные 9 дороги).
В зависимости от условий местности
могут применяться подземная,
надземная или наземная прокладки
газопровода.
Потребителями газа являются
крупные тепловые электростанции,
города и населенные пункты. Часть
природного газа используется
как технологическое сырье на
нефтехимических комбинатах. Перед
подачей газа потребителю он
поступает из магистрального
газопровода по отводам 16 на
газораспределительные станции
(ГРС) 15, 26. На ГРС снижается давление
газа до рабочего давления
газораспределительной системы
потребителей, он также подвергается
одоризации для придания ему специфического
запаха, с целью раннего выявления аварийных
утечек газа.
После ГРС газ поступает
в городские газовые сети 28, которые
непосредственно подают газ к
месту потребления. Городские
газовые сети транспортируют
газ под высоким (1,2 - 0,3 МПа), средним
(0,3 - 0,05 МПа) и низким (5-3 КПа) давлениями.
Снижение и поддержание в необходимых
пределах давления газа в распределительных
сетях осуществляется на газорегулировочных
пунктах (ГРП) 27
Вспомогательные линейные сооружения
магистрального газопровода аналогичны
магистральным нефтепроводам и
включают:
- линии связи 10 и электропередач
19;
- систему защиты от электрохимической
коррозии 18;
- вертолетные площадки 25;
- подъездные дороги 14;
- площадки с аварийным запасом
труб 12;
- защитные сооружения 17 и водосборники
22;
- дома линейных ремонтеров-связистов
23;
- лупинги 24
Для сглаживания неравномерности
потребления газа у крупных
населенных пунктов создают подземные
хранилища газа (ПХГ) 20 со своими
компрессорными станциями 21 для
закачки газа в ПХГ.
1.5.Сооружение магистральных газонефтепроводов
Промысловые трубопроводы, магистральные
нефте- и газопроводы сооружают из стальных
труб из малоуглеродистой или низколегированной
стали. По способу изготовления трубы
бывают бесшовные (горячедеформированные)
и сварные (прямошовные и спиральношовные).
Условия прокладки трубопроводов
меняются в очень широких пределах.
Все многообразие природных условий
разделено на шесть групп:
- освоенные равнины (уклон менее
10 градусов),
- пустыни,
- болота,
- вечномерзлые грунты,
- горы,
- водные преграды.
Каждая из групп требует применения
особой технологии строительства и
особой техники.
Различают четыре способа
прокладки трубопроводов:
- подземная прокладка (ниже дневной
поверхности земли);
- полуподземная (полузаглубленная);
- наземная прокладка в насыпи
и без насыпи (на дневной поверхности);
- надземная прокладка (выше дневной
поверхности).
Сегодня уровень знаний и
накопленный опыт позволяют осуществить
любой способ прокладки в любых
условиях. Вопрос будет заключаться
лишь в затратах средств и
труда на строительство трубопровода
и его последующую эксплуатацию.
Отсюда следует, что выбор способа
прокладки является технико-экономической
задачей, которая решается в
каждом конкретном случае отдельно.
Подземный способ составляет
около 98 % от общей длины всех
построенных трубопроводов. Анализ
опыта трубопроводного строительства
показывает, что подземный способ
прокладки имеет преимущества
перед остальными:
- он обеспечивает лучшую защиту
труб от разрушений в результате
возможных взрывов,
- защищает трубопровод от лесных
пожаров,
- сводит к минимуму экологические
последствия аварий, а для газопроводов
и объем разрушений в результате
аварий,
- не затрудняет миграцию диких
животных,
- не создает препятствий для
обеспечения стока поверхностных
вод.
Однако он не лишен недостатков
и его повсеместное использование
сдерживается мерзлотно-грунтовыми условиями.
В частности, при подземной прокладке
горячего трубопровода вокруг труб образуются
большие ореолы оттаивания и грунт
в основании труб проседает, деформируя
трубопровод. Для обеспечения его устойчивости
в этих условиях требуются дорогостоящие
технические мероприятия.
К недостаткам подземного
способа прокладки следует отнести:
- сложность обнаружения и устранения
аварий. Особую трудность представляет
вскрытие трассы в зимнее время,
когда грунты слоя сезонного
промерзания-оттаивания находятся
в твердомерзлом состоянии. Разработка
таких грунтов без соответствующей
землеройной техники, которая
на трассе, как правило, отсутствует,
выливается в серьезную проблему;
- большая зависимость вероятности
появления аварий от того теплового
воздействия, которое трубопровод
оказывает на геологическую среду,
причем это воздействие часто
трудно прогнозировать;
- большой объем землеройных
работ.
С уменьшением глубины заложения
труб объем землеройных работ
уменьшается и одновременно облегчаются
поиск и устранение аварий. В связи с этим
в последнее время на практике стали применять
модификацию подземной прокладки - полузаглубленную
прокладку. Однако, уменьшая недостатки
подземной прокладки, полузаглубленная
прокладка приобретает все недостатки
наземной прокладки. Наземную прокладку
обычно применяют на участках трассы с
резко пересеченным рельефом или сильной
заболоченностью. Наземная прокладка
без обвалования всегда устраивается
с компенсацией продольных деформаций,
с обвалованием - так же как и подземная
прокладка - без компенсации или с устройством
компенсационных участков.
Преимущества наземной прокладки
по сравнению с подземной заключается
в отсутствии экскавации фунта
по трассе, балластировки труб
и анкерных устройств. К недостаткам
следует отнести меньшую надежность
при внешних ударных воздействиях,
большие объемы завозимого грунта,
дополнительное косвенное тепловое
воздействие на ММП, изменение
естественного стока поверхностных
вод, препятствие для миграции
диких животных (в случае прокладки
труб без обваловки).Надземная прокладка
может использоваться всюду, кроме заливных
пойм, на которых есть ледоход. Трубы укладываются
на отдельно стоящие опоры, расположенные
с шагом 20-60 м. Опорой считается металлическая
или железобетонная конструкция, расположенная
между трубой и фундаментом. Надземная
прокладка трубопроводов обязательно
предусматривает компенсацию температурных
деформаций труб. Для этого используется
прямолинейная прокладка труб с П-, Г- и
Z-образными компенсационными контурами,
зигзагообразная прокладка и прямолинейная
прокладка с неравномерным шагом опор.
Преимуществами надземной прокладки
по сравнению с остальными
являются:
- доступность трубопровода осмотру
и проведению профилактических
работ, что снижает вероятность
аварий, а при их появлении
меньшие затраты времени на
ликвидацию;
- малая зависимость от мерзлотно-геологических
условий, поскольку трубопровод
не оказывает теплового воздействия
на ММП. Это также снижает
вероятность появления аварий;
- отсутствие препятствий естественному
стоку поверхностных вод;
- отсутствие препятствий миграции
диких животных при высоких
опорах.
К недостаткам надземной
прокладки можно отнести ее
высокую стоимость, уязвимость
при внешних ударных воздействиях,
большие разрушения конструкций
(газопроводы) и загрязнения окружающей
среды (нефтепроводы) при авариях.
