Эксплуатация насосных и компрессорных станций

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ  
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования 
«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ 
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
ЭКСПЛУАТАЦИЯ  
НАСОСНЫХ И КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ 
 
 
 
Рекомендовано в качестве учебного пособия  
Редакционно-издательским советом 
Томского политехнического университета 
 
 
 
Составители А.Л. Саруев, Л.А. Саруев  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Издательство 
Томского политехнического университета 
2017 

УДК 621.65(075.8) 
ББК  31.57я73 
         Э41 
 
Эксплуатация насосных и компрессорных станций : учебное пособие / сост.: А.Л. Саруев, Л.А. Саруев ; Томский политехнический университет. – Томск : Изд-во Томского политехнического 
университета, 2017. – 358 с. 
 
 
В учебном пособии рассмотрены вопросы проектирования, оснащения  
и работы насосных и компрессорных цехов, учета нефти и газа; приведены 
классификация насосных и компрессорных станций, сведения о составе и работе вспомогательных систем. 
Предназначено для студентов, обучающихся по направлению 21.03.01 
«Нефтегазовое дело», а также 220700 «Автоматизация технологических процессов и производств». 
 
УДК 621.65(075.8) 
ББК 31.57я73 
 
 

 

Рецензенты 

Кандидат технических наук,  
доцент кафедры строительных и дорожных машин ТГАСУ  
С.М. Кравченко 

Кандидат технических наук, доцент кафедры  
технических дисциплин и компьютерной  графики ТГПУ  
Г.М. Исмаилов 
 
 
 
 
 
 
© Составление. ФГАОУ ВО НИ ТПУ, 2017 
© Саруев А.Л., Саруев Л.А., составление, 2017 
© Оформление. Издательство Томского  

политехнического университета, 2017

Э41 

ОГЛАВЛЕНИЕ  
ВВЕДЕНИЕ .................................................................................................... 7 
1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ТРУБОПРОВОДНОГО  
ТРАНСПОРТА НЕФТИ ........................................................................ 10 
1.1. Классификация трубопроводов ......................................................... 10 
1.2. Общее назначение сооружений  
магистральных нефтепроводов ......................................................... 12 
2. НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ  
МАГИСТРАЛЬНЫХ  ТРУБОПРОВОДОВ ....................................... 16 
2.1. Насосные агрегаты, применяемые  
на нефтеперекачивающих станциях магистральных 
трубопроводов .................................................................................... 16 
2.1.1. Основные сведения о насосах ..................................................... 16 
2.1.2. Принцип работы центробежных насосов .................................. 18 
2.1.3. Основные и подпорные центробежные насосы  для 
магистральных трубопроводов ................................................... 19 
2.1.4. Характеристики магистральных насосов ................................... 28 
2.2.  Эксплуатация нефтеперекачивающих станций .............................. 29 
2.2.1. Основные сведения о магистральных трубопроводах ............. 29 
2.2.2. Классификация НПС и характеристика основных объектов ... 30 
2.2.3. Генеральный план НПС ............................................................... 33 
2.2.4. Технологическая схема НПС ...................................................... 38 
2.2.5. Конструкция и компоновка насосного цеха .............................. 45 
2.3. Вспомогательные системы насосного цеха ..................................... 49 
2.3.1. Система разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений ........ 49 
2.3.2. Система смазки и охлаждения подшипников ........................... 53 
2.3.3. Система откачки утечек от торцевых уплотнений ................... 61 
2.3.4. Средства контроля и защиты насосного агрегата ..................... 62 
2.3.5. Система подачи и подготовки сжатого воздуха ....................... 64 
2.3.6. Система сглаживания волн давления ......................................... 65 
2.4. Резервуарные парки нефтеперекачивающих станций .................... 69 
2.4.1. Общие сведения о резервуарных парках ................................... 69 
2.4.2. Современные тенденции в сооружении и эксплуатации  
резервуаров. Полистовой метод сборки стенок резервуара ..... 75 
2.4.3. Предотвращение образования и удаление  уже 
образовавшихся нефтеосадков из резервуаров ......................... 82 
2.5. Учет нефти и нефтепродуктов .......................................................... 84 
2.5.1. Методы измерения количества нефти и нефтепродуктов ....... 84 
2.5.2. Погрешности измерений ............................................................. 87 
2.5.3. Математические модели методов измерений массы   
нефтепродуктов и их погрешностей ........................................... 91 

2.5.4. Средства измерения количества нефти на НПС,  
 конструктивные особенности и области применения ............. 94 
2.5.5. Эксплуатация и поверка счетчиков .......................................... 107 
2.5.6. Системы измерения количества и качества нефти ................. 113 
2.5.7. Радиолокационные системы измерения уровня  жидкости  
в резервуарах ............................................................................... 125 
3. КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ 
ГАЗОПРОВОДОВ ................................................................................. 130 
3.1. Основные сведения о магистральном газопроводе.   
Компрессорная станция как составная часть   
магистрального газопровода. Термины и определения ............... 130 
3.2. Классификация компрессорных станций.  
Назначение, состав сооружений и генеральные планы 
компрессорных станций .................................................................. 135 
3.3. Основное и вспомогательное оборудование   
компрессорных станций .................................................................. 141 
3.3.1. Компрессорные станции с поршневыми ГПА ........................ 142 
3.3.2. Компрессорные станции с центробежными  
газотурбинными ГПА ................................................................. 151 
3.3.3. КС с электроприводом ............................................................... 191 
3.3.4. Компоновка компрессорных цехов .......................................... 198 
3.4. Технологические схемы компрессорных станций ........................ 205 
3.4.1. Требования норм технологического проектирования   
при разработке технологических схем КС  
магистральных газопроводов .................................................... 206 
3.4.2. Технологическая схема газотурбинного компрессорного  
цеха с полнонапорными центробежными нагнетателями ...... 208 
3.4.3. Технологическая схема газотурбинного компрессорного  
цеха с неполнонапорными центробежными  
нагнетателями ............................................................................. 212 
3.4.4. Технологическая схема компрессорного цеха   
с газомотокомпрессорами .......................................................... 214 
3.5. Системы очистки технологического газа ....................................... 214 
3.6. Системы охлаждения технологического газа   
на компрессорных станциях ............................................................ 222 
3.7. Установки подготовки газа – топливного, пускового,  
импульсного и для собственных нужд ........................................... 232 
3.8. Система маслоснабжения компрессорной станции  
и газоперекачивающих агрегатов ................................................... 239 
3.9. Измерение расхода и количества природного газа ....................... 245 

3.9.1. Автоматические расходоизмерительные комплексы   
для однониточных пунктов учета газа ..................................... 260 
3.9.2. Автоматические расходоизмерительные комплексы   
для многониточных пунктов учета газа ................................... 262 
4. ТРУБОПРОВОДНАЯ АРМАТУРА, ПРИМЕНЯЕМАЯ   
НА НАСОСНЫХ И КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ ............. 267 
4.1. Общие сведения об арматуре .......................................................... 267 
4.2. Запорная арматура ............................................................................ 272 
4.2.1. Задвижки ..................................................................................... 272 
4.2.2. Краны ........................................................................................... 276 
4.3. Приводы запорной арматуры .......................................................... 282 
4.3.1. Электрические приводы ............................................................ 282 
4.3.2. Пневматические приводы .......................................................... 284 
4.3.3. Гидравлические приводы .......................................................... 286 
4.4. Обратные клапаны ............................................................................ 287 
4.5. Предохранительные устройства ...................................................... 288 
5. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ  
ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ ................................................. 295 
6. КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ МГ,  
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ КОМПРЕССОРНЫХ 
СТАНЦИЙ .............................................................................................. 302 
6.1. Технологические схемы компрессорных станций   
с центробежными нагнетателями ................................................... 302 
6.2. Технологические схемы компрессорных цехов КС  
магистральных газопроводов .......................................................... 307 
6.2.1. Компрессорный цех ................................................................... 307 
6.2.2. Обвязка неполнонапорных нагнетателей   
по типовой смешанной схеме соединения ............................... 308 
6.2.3. Обвязка неполнонапорных нагнетателей   
по коллекторной схеме соединения .......................................... 312 
6.2.4. Обвязка полнонапорных нагнетателей .................................... 314 
6.2.5. Источники водоснабжения и водозаборные сооружения ...... 315 
6.2.6. Противопожарное водоснабжение ........................................... 317 
6.3. Водоотведение .................................................................................. 320 
6.3.1. Виды водоотводящих сетей ...................................................... 321 
6.3.2. Оборудование водоотводящих сетей ....................................... 322 
6.3.3. Особенности проектирования и эксплуатации   
водоотводящих безнапорных трубопроводов ......................... 326 
6.3.4. Очистка нефтесодержащих сточных вод ................................. 329 
6.4. Теплоснабжение ................................................................................ 331 
6.4.1. Виды теплопотребления ............................................................ 331 

6.4.2. Назначение и виды систем теплоснабжения ........................... 332 
6.4.3. Характеристика теплоносителей .............................................. 333 
6.4.4. Источники теплоты .................................................................... 334 
6.4.5. Использование теплоты на производственные нужды .......... 334 
6.4.6. Отопление зданий и сооружений .............................................. 336 
6.5. Вентиляция ........................................................................................ 339 
6.5.1. Назначение и классификация систем вентиляции .................. 339 
6.5.2. Оборудование вентиляционных систем ................................... 341 
6.5.2.1. Система естественной вентиляции .................................... 341 
6.5.2.2. Система механической вентиляции ................................... 343 
6.5.3. Особенности проектирования и эксплуатации   
вентиляции помещений перекачивающих станций ................ 346 
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ......................................................................................... 353 
ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ ............................................................... 354 
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ....................................................................... 357 
 

ВВЕДЕНИЕ 

В настоящие время в России эксплуатируется 50 тыс. км магистральных нефтепроводов и около 200 тыс. км магистральных газопроводов большого диаметра, способных транспортировать 600 млн т нефти  
и 800 млрд. м3 газа. Альтернативы трубопроводам в ХХI в. нет. 
Современное состояние системы нефтетранспорта во многом определяется условиями и особенностями ее развития на протяжении последних 50 лет. Первоначальный, достаточно длительный, период, когда 
нефтепереработка была сосредоточена в районах добычи нефти, закончился в начале 60-х гг.  
С момента открытия и начала разработки нефтяных месторождений Западной Сибири основной концепцией становится размещение 
нефтепереработки в районах массового потребления нефтепродуктов, 
отдаленных от мест добычи на тысячи километров. Такая стратегия, исходившая из логики централизованного управления народным хозяйством, потребовала сооружения сверхдальних нефтепроводов диаметром 
1020...1220 мм, которые в основном определяют сегодняшний облик 
нефтепроводного транспорта России и стран СНГ.  
До середины 80-х гг. (периода максимума добычи нефти) система 
нефтепроводов вполне отвечала условиям функционирования нефтяной 
промышленности. Она полностью интегрировала нефтедобычу и нефтепереработку (лишь 4 % добываемой нефти перевозилось железнодорожным транспортом), допускала широкий маневр потоками и обеспечивала в этой связи высокую надежность нефтеснабжения.  
В России накоплен огромный опыт проектирования, сооружения  
и эксплуатации трубопроводов. Именно на основе этого опыта можно 
представить трубопроводы нового поколения. 
Как известно, надежность трубопроводов закладывается на стадии 
проектирования. Прочностной расчет трубопроводов на основе методов 
строительной механики с применением коэффициентов запаса не может 
в полной мере учесть разнообразие условий сооружения и эксплуатации, сочетание различных факторов, статистический разброс механических свойств материала, нарушений формы, начальной дефектности 
труб, взаимодействие с грунтом. Эти обязательства предопределяют использование вероятностных моделей при расчете трубопроводов. 
В ближайшее время претерпит изменение строительная технология. Помимо контактной, газоэлектрической и автоматической сварки, 
получит широкое применение лазерная сварка, полностью исключающая разрушение сварных швов, как продольных, так и поперечных. 

Применение аэрокосмических методов контроля за состоянием 
нефтепроводов, внутритрубных магнитных и ультразвуковых дефектоскопов нового поколения дает реальную картину состояния этих сооружений и позволяет упреждать возможные аварии путем внедрения новейших технологий ликвидации дефектов. Комплексная диагностика 
позволяет определять реальный уровень риска и остаточного ресурса 
трубопровода, реализует стратегию выборочного ремонта. Это путь 
к безаварийной технологии эксплуатации нефтепроводов. Полученные 
практические результаты по диагностике, применение технического 
мониторинга, эффективного обслуживания и ремонта позволяет прогнозировать увеличение срока службы магистральных нефтепроводов России на 30 лет, т. е. срок эксплуатации нефтепроводов удваивается  
по сравнению с нормативным. 
Повышенные требования к качеству эксплуатации предопределяют 
и условия работы нефтепроводов, связанные с большой недогрузкой, 
требующие принятия неординарных и экономически целесообразных 
решений. Возросшие требования к эксплуатационному персоналу предполагают необходимость повышения теоретического уровня специалистов и знаний ими современных технологий и приемов, позволяющие 
добиться максимальной эффективности эксплуатации нефтепроводов 
при минимуме риска нанести ущерб обслуживающему персоналу  
и природе.  
Уже сегодня доля природного газа в общем объеме производства 
первичных энергоресурсов составляет около 50 %. 
В 1996 г. добыча газа по предприятиям Газпрома составила 
564 млрд м3, из которых более 194 млрд м3 поставлено на экспорт, в т. ч. 
71 млрд м3 в СНГ и Балтии. 
ОАО «Газпром» было учреждено в феврале 1993 г. в соответствии 
со специальными нормативными актами Президента и Правительства 
Российской Федерации. 
Газпром представляет собой организационную структуру 38 предприятий, расположенных в различных регионах страны. Эти предприятия обеспечивают бурение скважин, добычу, переработку и транспорт 
до потребителей природного газа, конденсата и нефти. Численность 
персонала предприятий ОАО «Газпром» и его дочерних акционерных 
обществ насчитывает 370 тыс. человек. 
Сложное экономическое положение в стране естественным образом негативно сказывается и на работе предприятий Газпрома. В 1993–
1995 гг. произошло сокращение добычи газа против уровней двух предыдущих лет. Это обусловлено главным образом снижением потребности в газе на внутреннем рынке и в странах ближнего зарубежья в связи 

с общим спадом промышленного производства. Однако такая ситуация, 
по мнению экспертов, носит временный характер.  
Важнейшим условием этого является прежде всего надежная сырьевая база. Начальные потенциальные ресурсы газа в России оцениваются в 235,6 трлн м3, а доказанные его запасы составляют 49,2 трлн м3. 
В ведении Газпрома находятся около 100 крупнейших месторождений природного газа с суммарными доказанными запасами около 
38 трлн м3, что составляет 77 % общероссийских запасов. Из них 68 месторождений с запасами 17,9 трлн м3 находятся в разработке.  
В новых экономических условиях динамика добычи российского 
газа будет определяться не столько добычными возможностями, сколько потребностями в нем на энергетическом рынке. 
По экспертными оценкам, потребление природного газа в Западной 
Европе в ближайшие 10–15 лет может возрасти на 260...290 млрд м3,  
что во многом связано с усилением природоохранных требований  
и очевидными его экологическими преимуществами по сравнению  
с другими видами топлива. Российский экспорт газа может увеличиться 
до 230...235 млрд м3. 
ОАО «Газпром», располагающее надежной ресурсной базой, широко разветвленной сетью магистральных газопроводов общей протяженностью свыше 145 тыс. км, мощным научно-техническим потенциалом, 
способно гибко реагировать на ожидаемый рост спроса на газ на мировом рынке, внести серьезный вклад в решение проблемы энергоснабжения европейского континента. 
Удовлетворение прогнозируемого увеличения спроса на газ гарантируется также за счет освоения месторождений в шельфовой зоне северных морей страны. Здесь первоочередными объектами являются 
Штокмановское месторождение в Баренцевом море и Русановское 
в Карском море. 
В рамках долгосрочной политики внимание акцентируется на мерах по сбережению энергии, которые, однако, не позволят сэкономить 
существенный капитал за короткий и средний периоды времени  
по сравнению с объемами газа, который может быть добыт при разработке новых месторождений. Западные экономисты, обсуждая низкие 
данные использования энергоресурсов России, имеют тенденцию забывать о том, что значительно дешевле, быстрее и легче разработать новый источник энергии, чем улучшить эксплуатацию существующего, 
хотя бы только из-за размеров запасов в России. Объем запасов газа, как 
подтвержденных, так и предполагаемых, при сегодняшних темпах добычи, будет достаточным на предстоящие 82 года. 
 

1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ  

1.1. Классификация трубопроводов 

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный 
для перекачки нефти и нефтепродуктов, хотя когда хотят подчеркнуть, 
что перекачиваются именно нефтепродукты, то употребляют термин 
нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензинопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и т. д. 
По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы 
можно разделить на следующие группы: 
 внутренние – соединяют различные объекты и установки  
на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах; 
 местные – по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией 
магистрального нефтепровода с пунктами налива на железной дороге,  
а также в наливные суда; 
 магистральные (МН) – характеризуются высокой пропускной 
способностью и большой протяженностью (сотни и тысячи километров), с диаметром трубопровода от 219 до 1220 мм. Ориентировочные 
значения производительности и рабочее давление нефтепроводов, соответствующие их оптимальным параметрам, представлены в табл. 1.1,  
из которой видно, что с ростом диаметра МН увеличивается его оптимальная производительность и снижается оптимальное рабочее давление; 
 технологические. 
Таблица 1.1 
Производительность и рабочее давление нефтепроводов (ВНТП 2-86) 

Диаметр, мм 
Производительность, 
млн т/год 
Рабочее давление 

МПа 
кгс/см2 (атм.) 

219 
0,7...1,2 
8,8...9,8 
90...100 

273 
1,1...1,8 
7,4...8,3 
75...85 

325 
1,6...2,4 
6,6...7,4 
67...75 

377 
2,2...3,4 
5,4...6,4 
55...65 

426 
3,2...4,4 
5,4...6,4 
55...65 

530 
4,0...9,0 
5,3...6,1 
54...62 

630 
7,0...13,0 
5,1...5,5 
52...56 

720 
11,0...19,0 
5,6...6,1 
58...62 

820 
15,0...27,0 
5,5...5,9 
56...60 

1020 
23,0...50,0 
5,3...5,9 
54...60 

1220 
41,0...78,0 
5,1...5,5 
52...56 

Режим работы МН – непрерывный (кратковременные остановки 
носят случайный характер или связаны с ремонтом). Перекачка, как 
правило, ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными 
вдоль трассы. 
Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости  
от условного диаметра труб (в мм):  
1) 1000...1200; 
2) 500...1000; 
3) 300...500; 
4) менее 300. 
Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.06-85* устанавливает 
для магистральных трубопроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик на любом участке 
трубопровода (табл. 1.2). 
Таблица 1.2 
Категории магистральных нефтепроводов 

Нефтепровод и нефтепродуктопровод Подземная
прокладка
Наземная 
прокладка 
Надземная
прокладка

Диаметром менее 700 мм 
IV 
III 
III 

Диаметром 700 мм и более 
III 
III 
III 

Приведенная классификация и категории трубопроводов определяют в основном требования, связанные с обеспечением прочности или 
неразрушимости труб. В северной природно-климатической зоне все 
трубопроводы относятся к III категории. Исходя из этих же требований, 
в СНиП 2.05.06-85* определены также и категории, к которым следует 
относить не только трубопровод в целом, но и отдельные его участки. 
Необходимость в такой классификации объясняется различием условий, 
в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности, и возможными последствиями в случае разрушения трубопровода на них. Отдельные участки нефтепроводов могут относиться 
к высшей категории В, I категории и ко II категории. К высшей категории В относятся трубопроводные переходы через судоходные и несудоходные реки диаметром 1000 мм и более. К участкам I категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки, болота II 
и III типов, горные участки, вечномерзлые грунты. К участкам II категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки, болота II типа, косогорные участки, переходы под дорогами и т. д. 
Прокладку трубопроводов можно осуществить одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводом в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов, согласно СНиП 2.05.06-85*, понимают систему 
параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназна

ченн
углев
случа
водо

ные 
систе
вающ
прод
посту
треби
други

и под
пода

и ест
пуска
дома

в неп
прово
обыч
или м
услов

ых для тр
водородн
аях допус
в (нефтеп

со

В состав
сооруже

ему прот
щие и теп
дуктопров
упающий
ителями, 
ими вида

В некото
дводящие
ется к гол
Все объек
1) линей
тественны
а скребка
а обходчи
2) насосн
Основны
прерывну
од. Как п
чно на глу
меньшая 
виями ил

ранспорт
ных газов
скается со
продуктоп

ооружени

в магистр
ения, пре
тивокорро
пловые ст
водов, неф
й по трубо

подают 
ми трансп

Рис. 1.1. 

рых случ
е трубопр
ловным с
кты МН р
йные соор
ые препят
а – через 3
иков или п
ные перек

ые элемен
ую нитку 
правило, м
убину 0,8
глубина з
ли необхо

ировки н
в) или га
овместная
проводов)

1.2. Общ

ий магис

ральных т
едставляю
озионной 
танции; ко
фтебазы 
опроводу
на завод 
порта. 

Схема маг

чаях в сост
роводы, п
ооружени
разделяют
ружения 
тствия, л
300 км, ли
пункты об
качивающ
нты маг
трубы, п

магистрал
8 м до вер
заложени
одимость

12 

нефти (неф
аза (газов
я проклад
) и газопр

щее назн
стральны

трубопро
ющие со

защиты,

онечные п
и нефтес
у продукт

для пере

гистральн

тав магис
по которы
иям трубо
т на две г
(труба, п
инейные 
инии связ
богрева –
щие станц
гистральн
представл
льные тру
рхней об
ия не дикт
ью поддер

фтепроду
вого конд
дка в одно
роводов.

начение 
ых нефте

оводов (р
обой соб

линии с

пункты н
склады, н
т и распре
еработки 

ного нефт

стральног
ым нефть
опровода.
группы: 
переходы
задвижк

зи, станци
– через 30
ции (НПС
ного труб
ляют соб
убопровод
разующей
туется осо
ржания т

укта, в т. 
денсата). 
ом корид

епроводо

ис. 1.1) в
бственно 
связи и т.
нефтепров
на которы
еделяют е
или отпр

тепровода 

го трубоп
 или газ 
.

ы через и
ки, устрой
ии защиты
...40 км и
С). 
бопровод
бой собст
ды заглуб
й трубы, 
обыми ге
температу

ч. сжиже
В отдел

доре нефт

ов 

входят: ли

трубопр

. п.; пере
водов и н
ых прини
его межд
равляют д

провода вх

от промы

искусстве
йства при
ы от корр
 т. д.); 

да, сваре
твенно тр
бляют в г
если бóл

еологичес
уры пере

енных 
льных 
епро
инейровод,  
качиефтеимают 
ду подалее 

 

ходят 
ыслов 

енные 
иемарозии, 

енные 
рубогрунт, 
льшая 
скими 
качи

ваемого продукта на определенном уровне. Для магистральных трубопроводов применяют цельнонатянутые или сварные трубы диаметром 
300...1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением 
в трубопроводе, которое достигает 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно 
укладывать на опоры или в искусственные насыпи. 
На пересечении крупных рек нефтепроводы утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечении железных и крупных 
шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр  
которых на 100...200 мм больше диаметра трубопровода. 
Потребности населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов и газопроводов, в нефтепродуктах и газе удовлетворяются прокладкой отводов или ответвлений из труб сравнительно 
малого диаметра, по которым часть нефтепродуктов (периодически) 
и газа (непрерывно) отводится в эти населенные пункты. В зависимости 
от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны или 
задвижки (с интервалом 10...30 км) для перекрытия участков в случае 
аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе 
имеются свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях. 
Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), 
которая в основном имеет диспетчерское значение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты на расстоянии 10...20 км друг от друга, а также протекторы защищают 
трубопровод от натужной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода. 
Перекачивающие (насосные) станции располагаются на нефтепроводах с интервалом 50...150 км (для сравнения – на газопроводах с интервалом 100...200 км), которые оборудованы центробежными насосами 
с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12 500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная насосная станция (ГНС), которая располагается вблизи 
нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один 
промысел, разбросанный на большой территории. 
Основным оборудованием таких НПС являются насосно-перекачивающие агрегаты (НПА), в состав которых входят центробежные  
насосы (чаще всего типа НМ) и электрические двигатели (синхронные 
или асинхронные). 

ГНС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка 
объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода, наличием узлов учета нефти. Кроме основных объектов,  
на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных  
сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая напряжение 
подаваемого на линию электропередач (ЛЭП) тока с 110 или 35 до 6 кВ, 
а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т. п.  
Для повышения надежности работы МН через каждые 400...600 км 
трассы резервуарами оборудуются промежуточные НПС. В этом случае 
емкость резервуарных парков колеблется от 0,3 до 0,5 суточных производительностей МН и может достигать 1,0–1,5 суточных производительностей, если НПС расположены в точках разветвления МН или на 
границах объединений. НПС с резервуарными парками, помимо основных (магистральных) НПА, оборудуются еще подпорными агрегатами 
(чаще типа НПВ). Участки нефтепровода между НПС с резервуарными 
парками получили название эксплуатационных участков, которые 
между собой могут соединяться с использованием следующих систем: 
 «из резервуара в резервуар» – нефть на НПС принимается  
в один резервуар (или группу резервуаров), а откачивается из другого; 
 «через резервуар» – нефть принимается и откачивается из одного резервуара (или группы резервуаров); 
 «с подключенным резервуаром» – основной поток нефти идет 
на вход в НПА, минуя резервуары, и лишь относительно небольшая 
часть направляется на хранение или забирается подпорными насосами 
из резервуаров; 
 «из насоса в насос». 
Если длина нефтепровода превышает 800 км, его обычно также 
разбивают на эксплуатационные участки длиной 400...800 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. 
В настоящее время общепринятой считается система перекачки 
нефти «из насоса в насос», т. к. большая часть НПС сооружена без резервуарных парков.  
Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты, 
иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют подогреватели паровые или огневые  
(печи). Для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть 
снабжены теплоизоляционным покрытием.