Трубопроводный транспорт нефти и газа. История развития
Федерально государственная бюджетная
Общеобразовательное учреждение
Высшего профессионального образования
Уфимский государственный нефтяной
технический университет
Кафедра электротехнике и электрооборудования
Реферат
На тему:<<Трубопроводный транспорт нефти и газа. История развития>>
Выполнил студент группы
Проверил аспирант кафедры
ЭЭП:
Содержание
- Основная часть:
1. ИСТОРИЯ
- Дореволюционный период
- Период до Великой Отечественной войны
- Период Великой Отечественной войны
- Период до распада СССР
- Современный период
2. Состав сооружений магистральных нефтепроводов
3. Состав сооружений нефтепровода
4. Ремонт
и замена технологического
5. Порядок
проектирования магистральных
- Заключение
- Список используемых источников
ВВЕДЕНИЕ
Развитие экономики любой страны, нормальная производственная деятельность всех её участников неразрывно связаны с четкой работой транспорта по своевременной доставке сырья и готовой продукции. Для обеспечения этой деятельности и других разнообразных потребностей необходимо иметь высокоразвитую, оснащенную самой передовой техникой систему путей сообщения всех современных видов транспорта.
Топливно-энергетический комплекс – основа развития всех отраслей экономики России. Важнейшим его элементом является система магистральных трубопроводов для транспорта нефти, газа и продуктов их переработки. Географическое расположение месторождений нефти и газа в России и их потребителей ставит трубопроводный транспорт на первое место среди всех остальных видов. Только трубопроводный транспорт способен гарантировать бесперебойную и равномерную поставку значительных грузопотоков нефти, нефтепродуктов и газа, обеспечивая при этом наименьшие экономические затраты.
ИСТОРИЯ , ВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА Трубопроводный транспорт России имеет немногим более чем вековую историю и его появление связано с началом промышленного освоения нефтяных месторождений Баку и Грозного. В 1863 году русский ученый Дмитрий Иванович Менделеев первым предложил идею использования трубопроводов при перекачке нефти и нефтепродуктов, объяснил принципы сооружения трубопроводов и представил убедительные аргументы в пользу данного вида транспорта. Он считал, что только строительство трубопроводов обеспечит надежную основу развития нефтяной промышленности и выведет российскую нефть на мировой рынок.
Развитие трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа в России можно условно разделить на пять основных этапов [10]:
- дореволюционный период (до 1917 г.);
- период до Великой Отечественной войны (с 1917 до 1941 гг.);
- период Великой Отечественной войны (с 1941 до 1945 гг.);
- период до распада СССР (с 1945 до 1991 гг.);
- современный период (с 1991 г.)
- Дореволюционный период
Истоки создания трубопроводного транспорта России были заложены в 1878 г. По проекту и под руководством талантливого 25-летнего инженера В. Г. Шухова для «Товарищества братьев Нобель» был построен первый российский нефтепровод, предназначенный для перекачки 1300 т нефти в сутки с Балаханских промыслов на нефтеперегонный завод в Черном Городе (район Баку). Диаметр нефтепровода составлял 3 дюйма (76 мм), протяженность – 9 км.
Год спустя для фирмы Лианозова был проложен нефтепровод такого же диаметра протяженностью 12,9 км, затем еще три промысловых нефтепровода. Проектирование и строительство этих трубопроводов также возглавлял В. Г. Шухов. Изданный им впоследствии в 1881 г. классический научный труд «Трубопроводы и их применение в нефтяной промышленности» и в наши дни не утратил своего значения.
Значительная производительность, непрерывность работы, высокая степень механизации, экономичность трубопроводного транспорта были оценены и другими нефтепромышленниками. Общая протяженность нефтепроводов дореволюционной России составляла около 500 км. Наиболее крупные из них: Ширванская – Екатеринодар (110 км), Ширванская –Туапсе (103 км), 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 первые в мире трубопроводы для перекачки предварительно подогретых нефтяных остатков.
К концу 80-х годов ХІХ в. было принято решение о строительстве трубопровода для перекачки экспортного керосина из Баку в Батуми производительностью 0,9 млн. т в год. По трассе керосинопровода были расположены 16 перекачивающих станций (ПС), оборудованных плунжерными насосами. Общая длина трубопровода составляла 835 км, а диаметр – от 8 до 12˝. Строительство керосинопровода продолжалось в течение 10 лет с 1897 по 1906 гг. Строительно-монтажные работы выполнялись вручную. Трубы соединялись с помощью резьбовых муфт и покрывались антикоррозионной изоляцией – свинцовым суриком на олифе и джутовой тканью. Приводом насосов служили паровые и дизельные двигатели. Вдоль трассы была сооружена линия телефонной связи. Керосинопровод Баку–Батуми был оборудован по последнему слову техники своего времени и являлся одним из крупнейших мире. С 1927 г. он стал использоваться для перекачки сырой нефти.
Первые газопроводы появились в районе г. Баку в 1880-1890 гг. Они предназначались для транспортировки попутного газа, используемого в качестве бытового топлива и промышленных нужд.
- Период до Великой Отечественной войны
В период с 1917 до 1920 гг. все усилия были направлены на восстановление нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, разрушенной в ходе гражданской войны. Ключевой датой в истории развития трубопроводной системы России считается 17 марта 1920 года. В этот день был подписан правительственный указ о строительстве трубопровода от нефтяного месторождения Эмба до Саратова. После окончания Гражданской войны была проведена реконструкция трубопроводов, построены и введены в эксплуатацию несколько небольших магистралей.
До Великой Отечественной войны наши основные нефтяные ресурсы сосредоточивались на Кавказе (Баку, Грозный, Майкоп). Начиная с 1928 г. введены в эксплуатацию нефтепроводы Баку–Батуми (вторая очередь), Грозный–Туапсе (618 км), Гурьев–Орск (709 км). Дальнейшие успехи в развитии трубопроводного транспорта в России были связаны с освоением месторождений Башкирии, Татарии и Поволжья. В 1936 году был построен нефтепровод Ишимбай–Уфа, протяженностью 168 км и диаметром 300 мм для перекачки нефти из первых скважин «Второго Баку» на Уфимский НПЗ.
В довоенный период общая протяженность нефтепроводов в нашей стране достигла 3600 км, а диаметр 300 мм.
Крупный магистральный нефтепродуктопровод (МНПП) Армавир–Трудовая построен в 1928-32 гг. Его протяженность составляла 486 км, диаметр 300 мм. Впервые в мировой практике для соединения стыков труб была применена электродуговая сварка. В 1932 г. этот трубопровод был подключен к нефтепроводу Грозный–Туапсе, к тому времени переведенному на перекачку тракторного керосина. Общая длина МНПП Грозный–Армавир с учетом подключенного участка составила 880 км.
В период с 1925 по 1936 гг. в районе г. Баку для транспорта попутного нефтяного газа с близлежащих нефтяных месторождений было сооружено несколько коротких газопроводов диаметром 300-400 мм.
- Период Великой Отечественной войны
К 1941 г. в эксплуатации находилось магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы общей протяженностью около 4100 км с суммарной пропускной способностью 7,9 млн. т в год.
В годы Великой Отечественной войны, несмотря на крайне тяжелое положение, построены нефтепроводы Зольное–Сызрань (134 км), Оха–Софийск (387 км), а также ряд промысловых трубопроводов.
В период обороны Ленинграда большую роль сыграл небольшой 100 мм бензинопровод, уложенный через Ладожское озеро. Этот бензинопровод был спроектирован и построен в невероятно короткий срок. Его длина составила 29 км, из них 21 км по дну озера на глубине 35 м. Ежесуточно в осажденный Ленинград поступало около 660 т. горючего.
Для обеспечения войск горючим использовались и сборно-разборные полевые магистральные трубопроводы.
После разгрома войск противника под Сталинградом в 1943 г. за 8 месяцев был построен керосинопровод Астрахань–Саратов диаметром 250 мм и длиной 655 км. На его изготовление пошли трубы демонтированной второй очереди нефтепровода Баку–Батуми.
В годы войны в 1942-1943 гг. сооружен газопровод Похвистнево–Куйбышев диаметром 325 мм и длиной 160 км.
В 1944 г. Государственным комитетом обороны (ГКО) было принято решение о строительстве газопровода Саратов–Москва протяженностью 843 км и диаметром 325 мм. Его строительство завершилось летом 1946 г.
- Период до распада СССР
В послевоенный период (50–60 гг.) строительство
нефтепроводов проводилось в основном в Волго-Уральском регионе и Закавказье.
В этот период построены крупные нефтетранспортные
магистрали: Туймазы–Омск, Туймазы–Омск–Новосибирск–
В 1964 г. был пущен в эксплуатацию крупнейший в мире трансевропейский магистральный нефтепровод «Дружба», соединивший месторождения нефти Татарии и Куйбышевской области с восточно-европейскими странами (Чехословакия, Венгрия, Польша, ГДР). Общая длина магистрали составила 5500 км, а диаметр от 720 до 1020 мм.
Изменение приоритетов в трубопроводном
строительстве произошло после открытия крупных месторождений нефти
в Западной Сибири. В 1965-1967 гг. введены
в эксплуатацию нефтепроводы Шаим–Тюмень
(диаметр 529-720 мм, длина 410 км) и Усть-Балык–Омск
(диаметр 1020 мм, длина 964 км). В 70-80 годы построены
трансконтинентальные трубопроводы: Усть-Балык–Курган–Уфа–
В 1966-1971 гг. построен трубопровод Узень–Гурьев–Куйбышев для транспортировки высоковязкой нефти (диаметр 1020 мм, длина 1500 км).
В первой половине 50-х годов возобновилось строительство магистральных нефтепродуктопроводов. Введена в эксплуатацию первая нитка МНПП Уфа–Омск (диаметр 350 мм, длина 1147 км). В 50-60 гг. построены крупные магистральные нефтепродуктопроводы: Уфа–Новосибирск (диаметр 377-530 мм, длина 1869 км), 2-я нитка Уфа–Омск (диаметр 530 мм, длина 1083 км), Пенза–Мичуринск–Брянск (диаметр 530 мм, длина 748 км).
В 70-80 гг. продолжалось строительство мощных систем трубопроводного транспорта нефтепродуктов, таких как Уфа–Западное Направление (УЗН), Грозный–Ростов, Тобольск–Южный Балык, трубопровод ШФЛУ и др.
С 80-х годов начался новый этап в развитии трубопроводного транспорта нефтепродуктов – строительство разветвленной сети нефтепродуктопроводов.
Послевоенные годы характеризуются интенсивным строительством газопроводов. Второй крупный магистральный газопровод Дашава–Киев–Брянск–Москва длиной 1300 км и диаметром 530 мм введен в эксплуатацию в 1952 г. В 50-60 гг. сооружаются крупные газотранспортные системы: Северный Кавказ – Центр, Бухара–Урал, Средняя Азия–Центр.
В 70-80 гг. в связи с освоением гигантских газовых месторождений Северных районов Тюменской области (СРТО), Уренгоя и полуострова Ямал сооружаются трансконтинентальные системы газопроводов: Надым–Урал–Центр, Уренгой–Ужгород, Уренгой–Петровск, Уренгой–Новопсков, Уренгой–Центр диаметром 1220-1420 мм и общей протяженностью около 35 тыс. км.
В 1986-1990 гг. введена в эксплуатацию шестиниточная газотранспортная система для подачи газа Ямбургского месторождения в центр страны и на экспорт (диаметр 1420 мм, общая длина 28,7 тыс. км).
К моменту распада СССР общая протяженность магистральных трубопроводов составляла: нефтепроводы – свыше 70 тыс. км, нефтепродуктопроводы (с отводами от них) – около 30 тыс. км, газопроводы – 209 тыс. км.
- Современный период
На современном этапе функционирование системы нефтепроводов происходит в принципиально новых экономических и политических условиях. В связи с разделением трубопроводов по территориальной принадлежности между государствами – бывшими республиками СССР – в настоящее время только Россия обладает единой нефтепроводной системой. По состоянию на 1999 г. в системе АК «Транснефть» эксплуатировалось 47,3 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 400 до 1220 мм, 395 ПС, 867 резервуаров общей вместимостью 12,8 млн. м3. Магистральные нефтепроводы (МНП) диаметром 820-1220 мм составляют большую часть общей протяженности и обеспечивают транспортировку 97% добываемой в России нефти. В 1999 г. по системе МНП АК «Транснефть» перекачано 296 млн. т. нефти, из них на экспорт 121 млн. т. Действующие в настоящее время трубопроводы имеют значительный «возраст»: до 20 лет эксплуатации – около 25%, от 20 до 30 лет – около 38%, свыше 30 лет – около 37%.
В российской системе магистральных нефтепроводов сложилась неординарная ситуация. С одной стороны, действующая система магистральных трубопроводов загружена на 50 % проектной мощности, что обусловлено падением добычи нефти в традиционных районах. С другой стороны, дальнейшее развитие перспективных направлений будет во многом зависеть от освоения и разработки новых нефтяных месторождений, расположенных в неосвоенных регионах – на севере европейской части России (Республика Коми, Архангельская область), в Тюменской области и Восточной Сибири, а также от транзита нефтей стран СНГ (Казахстана, Азербайджана, Туркмении и др.) на экспорт по территории России.
Перспективы развития трубопроводного транспорта нефти в России связаны с осуществлением нескольких проектов:
- транзит нефти Тенгизского месторождения к Черному морю;
- экспорт нефтей из Тимано-Печорского региона, Западной Сибири и Урало-Поволжья в Финляндию по нефтепроводу Балтийской трубопроводной системы (БТС);
- расширение нефтепровода Тихорецк–Новороссийск;
- интеграция системы нефтепроводов «Дружба» и «Адрия»;
- проект транспортировки российской нефти в Китай.
К 1999 г. протяженность системы нефтепродуктопроводов России составляет около 20 тыс. км, из которых около 15 тыс. км приходится на МНПП, а 5 тыс. км – отводы от них. Система также включает 10 наливных пунктов, 267 нефтебаз, более 100 ПС и резервуарные парки общей вместимостью 4,8 млн. м3. Объем транспортировки нефтепродуктов составляет порядка 30 млн. т., в том числе на экспорт 8,3 млн. т. при среднем коэффициенте загрузки 35% от проектной. На деятельность компании «Транснефтепродукт» оказывают влияние спад производства и потребления нефтепродуктов, снижение платежеспособного спроса, жесткая конкуренция на рынке транспортных услуг, увеличение степени распыленности грузопотоков и их несовпадение с направлениями перекачки по действующим нефтепродуктопроводам.
Протяженность газопроводов Единой Системы газоснабжения (ЕСГ) России, находящихся в ведении РАО «Газпром», к 1999 г. составляла 148,8 тыс. км. Перекачку газа осуществляют 247 компрессорных станций (КС) суммарной мощностью 41,7 млн. кВт. Парк газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на 87,7% представлен газотурбинными установками. Более 60% газопроводов имеют диаметр 1220-1420 мм, и свыше 35% работают под давлением 7,5 МПа.
Одна из важных задач ОАО «Газпром» – реконструкция и модернизация объектов ЕСГ с целью повышения надежности и эффективности эксплуатации существующих газопроводов (замена отдельных участков труб, ввод новых распределительных газопроводов и перемычек, замена газоперекачивающих агрегатов (ГПА) менее энергоемкими).
Приоритетными задачами ОАО «Газпром» являются:
- газификация новых районов (Север Европейской части России и Юг Западной Сибири);
- проект «Ямал-Европа». Строительство системы магистральных газопроводов «Ямал-Европа» ведется поэтапно: расширяются лимитирующие участки Единой системы газоснабжения и прокладываются новые трубопроводы, связывающие действующие мощности на территории России, Белоруссии, Польши, Германии.
- газопровод “Голубой поток”, который пройдет из России в Турцию по дну Черного моря, откроет российскому газу прямой выход на турецкий рынок.
- Газпром совместно с финской компанией “Несте Ой” прорабатывает возможность подачи российского газа через Балтийское море на север Германии за счет строительства нового Северо-Европейского газопровода.
- подача газа из Западной Сибири в восточные районы Китая.
.
Трубопроводный транспорт нефти и газа
Состав сооружений магистральных нефтепроводов
Классификация нефтепроводов
По своему назначению нефтепроводы подразделяются на три группы:
- внутренние – предназначенные для соединения различных объектов и установок на промыслах, нефтескладах и перекачивающих станциях;
- местные – соединяющие промыслы с головными сооружениями магистрального нефтепровода, нефтеперерабатывающие заводы с пунктами налива в железнодорожные цистерны или водный транспорт. Их протяженность может достигать нескольких десятков километров;
- магистральные – предназначенные для транспортирования больших грузопотоков нефти на значительные расстояния (до нескольких тысяч километров). Характеризуются наличием нескольких перекачивающих станций и относительной непрерывностью работы. Рабочее давление в магистральных нефтепроводах обычно достигает 5…7,5 МПа.
Согласно нормам технологического проектирования ВНТП 2-86 к магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км, диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для перекачки товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (перевалочных нефтебаз, НПЗ, пунктов налива и др.) [4].
В соответствии со строительными нормами и правилами СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса [16]:
1-й класс – Dу от 1000 до 1200 мм включительно;
2-й класс – Dу от 500 до 1000 мм;
3-й класс – Dу от 300 до 500 мм;
4-й класс – Dу менее 300 мм.
Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода
В состав магистрального нефтепровода входят следующие комплексы сооружений (рис. 1.1)
- подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти (промысловый нефтесборный пункт) с головными сооружениями трубопроводов;
- головная перекачивающая станция (ГПС), на которой производится прием нефти, ее учет и перекачка на следующую станцию;
- промежуточные перекачивающие станции (ПС), предназначенные для создания необходимого рабочего давления и дальнейшей перекачки;
- конечный пункт (КП), на котором осуществляется сдача нефти из нефтепровода, ее учет и распределение потребителям;
- линейные сооружения.
К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:
- трубопровод, который в зависимости от условий прокладки (геологических и климатических) прокладывается в подземном (в траншее), наземном (в насыпи) либо в надземном (на опорах) вариантах. Для магистральных нефтепроводов обычно применяются стальные сварные трубы диаметром до 1220 мм. Толщина стенки рассчитывается исходя из максимального давления, развиваемого перекачивающей станцией;
- линейная запорная арматура, предназначенная для перекрытия участков нефтепровода при авариях и ремонте. В зависимости от рельефа местности интервал между линейными задвижками должен составлять 15…20 км.
- переходы через естественные и искусственные препятствия:
подводные переходы (выполняются в две нитки при ширине водной преграды в межень 75 м и более);
переходы через автомобильные и железные дороги, прокладываемые в защитных кожухах (футлярах);
надземные переходы через овраги, ущелья и т. п.;
- устройства приема и пуска скребка, предназначенные для очистки трубопровода в процессе эксплуатации, а также для запуска и приема средств внутритрубной диагностики. Они размещаются на расстоянии до 300 км друг от друга и, как правило, совмещаются с перекачивающими станциями. Устройства приема и пуска скребка должны предусматриваться также на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км, и на отводах протяженностью более 5 км. Технологические схемы устройств приема и пуска скребка должны обеспечивать различные варианты технологических операций в зависимости от расположения на нефтепроводе: пропуск, прием и пуск, только пуск или только прием, а также обеспечивать возможность осуществления перекачки без остановки ПС в процессе очистки или диагностики нефтепровода;
- станции противокоррозионной (катодной, дренажной) защиты трубопровода;
- линии связи и электропередачи. Линия связи имеет в основном диспетчерское назначение и является ответственным сооружением. Нарушение связи приводит, как правило, к остановке перекачки. Линия электропередачи (ЛЭП) предназначена для питания вспомогательных систем и станций катодной защиты (СКЗ);
- вдольтрассовые дороги, аварийно-восстановительные пункты (АВП), дома линейных ремонтеров, вертолетные площадки.
Перекачивающие станции представляют собой сложный комплекс сооружений для подачи транспортируемой нефти в магистральный трубопровод. Они подразделяются на головную и промежуточные.
- Головная перекачивающая станция магистрального нефтепровода обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. ГПС располагает резервуарным парком, вмещающим 2…3-х суточный запас производительности нефтепровода, подпорной насосной, узлом учета нефти, магистральной насосной, узлом регулирования давления, площадкой с предохранительными устройствами для сброса избыточного давления при гидравлических ударах, фильтрами-грязеуловителями, а также технологическими трубопроводами.
- Промежуточные перекачивающие станции предназначаются для поддержания необходимого давления в магистральном нефтепроводе в процессе перекачки. В отличии от ГПС в их состав, как правило, не входят резервуарный парк, подпорная насосная и узел учета.
Расстановка перекачивающих станций по трассе выполняется на основании гидравлического расчета с учетом по возможности равномерного распределения давления на них. Среднее расстояние между станциями составляет:
- для первой очереди 100…200 км;
- для второй очереди 50…100 км.
Магистральные нефтепроводы большой протяженности разбиваются на эксплуатационные участки длиной 400…600 км (рис. 1.2). На границах эксплуатационных участков располагаются перекачивающие станции, состав которых аналогичен ГПС, но с резервуарным парком меньшей вместимости (0,3…0,5 суточной производительности QСУТ). Эта емкость должна быть увеличена до 1,0…1,5 QСУТ в случае обеспечения приемо-сдаточных операций.
Через цепь последовательно расположенных перекачивающих станций нефть поступает на конечный пункт. На КП производится прием нефти, её учет, перевалка на другие виды транспорта или сдача потребителю. Резервуарный парк КП должен иметь такую же вместимость, что и резервуарный парк ГПС.
Классификация трубопроводов. Диаметр магистральных трубопроводов. Условное давление
По своему назначению трубопроводы делятся на
- местные,
- региональные и
- магистральные.
Внутренние трубопроводы – соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих трубопроводах и газохранилищах.
Местные или региональные трубопроводы – по сравнению с внутренними имеют большую протяженность до нескольких десятки километров. Обычно соединяют нефтепромыслы с головной станцией, с магистрального нефтепроводом или с пунктами налива нефти (нефтебазами) на железнодорожный или водный транспорт.
Магистральные трубопроводы – более 50 км и диаметром 200 мм. Характеризуются большой протяженностью в сотни и тысячи километров, диаметром до 1400 мм и выше, на которых перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе.
Магистральным нефтепроводом называется трубопровод предназначенный для перекачки нефти.
Магистральным продуктопроводом называется трубопровод предназначенный для перекачки нефтепродуктов.
В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и так далее.
Режим работы магистральных
трубопроводов – непрерывный, кратковременные
остановки носят аварийный
- 1 – диаметр 1000 – 1200 мм
- 2 – диаметр 500 – 100 мм
- 3 – диаметр 300 – 500 мм
- 4 – диаметр менее 300 мм
Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.
Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельно населенным пунктам и промышленным предприятиям. Магистральные газопроводы в соответствии со СНИП 2.05.06-85, в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса:
- 1 класс - Рраб = (2,5…10) МПа, (25…100 кг/см2)
- 2 класс - Рраб = (1,2…2,5) МПа, (12…25 кг/см2)
Пропускная способность
Состав сооружений, магистральных нефтепроводов и газопроводов
Состав сооружений нефтепровода
В состав магистральных
В линейную часть
- полоса отвода земли; трубопровод с запорными отсекающими задвижками;
- лупинги (параллельные участки трубопровода);
- дюкеры (водные переходы трубопровода);
- переходы под железными и автомобильными дорогами;
- системы противокоррозионной защиты с катодными и дренажными станциями;
- линии связи, управления, и КИПиА;
- автомобильные дороги;
- усадьбы путевых обходчиков;
- головная и промежуточные насосные станции;
- другие сооружения.
- Трубопровод- особенности и тенденции развития
- Трубопроводы и их запорные устройства
- Трубоукладчик
- Трубчатые кости
- Трубы и фасонные изделия с пенополиминеральной теплогидроизоляцией
- Трубы малого диаметра
- Трубы по конструкции
- Трубопроводная арматура
- Трубопроводная арматура
- Трубопроводная арматура промышленных предприятий
- Трубопроводный транспорт
- Трубопроводный транспорт газа
- Трубопроводный транспорт, его особенности и перспективы его развития в России
- Трубопроводный транспорт, его особенности и проблемы развития
