Покупателям


Требования к прокладке технологических трубопроводов и их эксплуатация

В состав технологических трубопроводов входят нефтепродуктопроводы, соединительные детали трубопроводов, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, узлы учета и контроля качества, фильтрыгрязеуловители и другие устройства.

image75

Принципиальная технологическая схема перевалочно-распределительной нефтебазы:
I- причальные сооружения;II- автоналивная эстакада;III- резервуарный парк светлых нефтепродуктов;IV- резервуарный парк темных нефтепродуктов;
V- узел учета;VI- камера приема очистного устройства;VII- разливочная;VIII- насосная;IX- нулевой резервуар;X- сливоналивная железнодорожная эстакада

При выборе трассы технологических трубопроводов исходят из условий рельефа местности, возможности прокладки труб с уклонами, их монтажа и демонтажа при ремонте, а также перспективы расширения нефтебазы. Трасса трубопроводов должна приближаться к кратчайшему расстоянию между начальной и конечной точками, а также иметь минимальное число поворотов в вертикальной и горизонтальной плоскостях.

Прокладка трубопроводов должна обеспечивать:

■  безопасность и надежность их эксплуатации в пределах нормативного срока;

■  возможность выполнения всех видов работ по контролю, термической обработке сварных швов и испытанию;

■  изоляцию и защиту трубопроводов от коррозии, вторичных проявлений молний и статического электричества;

■  исключение провисания и образования застойных зон;

■  возможность беспрепятственного перемещения подъемных механизмов, оборудования и средств пожаротушения.

По назначению технологические трубопроводы подразделяются на внутренние (прокладываемые внутри технологических зданий и сооружений), наружные (прокладываемые между зданиями и сооружениями на территории нефтебазы) и внешние (прокладываемые вне территории нефтебазы, например между нефтебазой и нефтеперерабатывающим заводом).

Прокладка технологических трубопроводов на территории нефтебаз должна быть надземной или наземной. При сложном рельефе местности, суровых климатических условиях, высоких коррозионной активности грунта и уровне грунтовых вод, стесненном размещении объектов нефтебазы возможна подземная прокладка трубопроводов.

Надземные трубопроводы прокладывают на несгораемых опорах. Высота размещения труб определяется местными условиями. Трубопроводы на низких опорах

рекомендуется прокладывать на участках» где предусмотрено перемещение подъемных механизмов и оборудования при эксплуатации и ремонте. Расстояние между нижней образующей труб и поверхностью земли должно обеспечивать возможность ведения ремонтных работ. В местах пересечения пешеходных дорожек и тротуаров высота расположения технологических трубопроводов должна быть не менее 2,2 м, автодорог — 4,5 м, железнодорожных путей — 6 м.

Трубопроводы, прокладываемые на отдельно стоящих опорах, должны укладываться в один ярус, а в стесненных условиях — на эстакадах. В местах переходов через трубопроводы и для обслуживания узлов задвижек следует предусматривать переходные мостики и площадки.

Так как надземные трубопроводы подвержены температурным воздействиям, необходимо предусматривать компенсацию изменения их длины. В первую очередь применяют самокомпенсацию температурных деформаций трубопроводов за счет использования поворотов трасс. Их рекомендуется выполнять преимущественно под углом 90 ”. Если ограничиться самокомпенсацией невозможно (например, на прямых участках значительной протяженности), то применяют компенсаторы различных конструкций (сальниковые, гнутые П-образные, линзовые).

Опоры, на которых размещаются технологические трубопроводы, могут быть подвижными (свободными) и неподвижными. Подвижные опоры  не препятствуют перемещению трубопровода вследствие температурных деформаций. Они бывают подкладными (роликовыми, катковыми, скользящими и т.п.) и подвесными.

Неподвижные опоры  жестко закрепляют трубопровод в известных точках трассы и рассчитываются на восприятие продольных сил, возникающих вследствие изменений температуры труб и действия внутреннего давления. Они делят трубопровод на отдельные участки, между которыми размещаются компенсирующие устройства.

image76

Подвижная опора типа ОПХ-2 (ГОСТ 14911-69) для трубопроводов диаметром 100-600 мм:
1 — корпус; 2 — проушина; 3 — ребро; 4 — хомут; 5 — упоры (для труб 350 мм и более); 6 — гайки; 7 — «подушка»

image77

Неподвижная опора с приваренным хомутом: 1 — упор; 2 — хомут; 3 — полоса; 4 — уголок; 5 — шпилька

трубопроводы прокладываются на глубине не менее 0,8 м от планировочной отметки земли до верха трубы. Трубопроводы с замерзающими средами должны быть на ОД м ниже глубины промерзания грунта до верха трубы. На пересечениях с внутрибазовыми железнодорожными путями, автомобильными дорогами и проездами они должны быть заложены в футляры из стальных труб, диаметр которых на 100-200 мм больше наружного диаметра прокладываемых в них технологических трубопроводов, а концы труб должны выступать на 2 м в каждую сторону от крайнего рельса или края проезжей части автодороги. Торцы футляра тщательно уплотняют.

При одновременной прокладке в траншее двух и более трубопроводов их следует располагать в одной горизонтальной плоскости с расстоянием между ними: не менее 0,4 м при условном диаметре труб до 300 мм и не менее 0,5 м при Dy > 300 мм.

Трубопроводы, предназначенные для перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтепродуктов, должны оснащаться системой путевого подогрева (горячей водой, паром, ленточными подогревателями) и тепловой изоляцией из несгораемых материалов, защищенной кожухом от механического разрушения. Допускается прокладка данных трубопроводов в каналах с тепловыми спутниками, а участков протяженностью до 15 м — с использованием только тепловой изоляции (без тепловых спутников).

Для обеспечения полного самотечного опорожнения технологических трубопроводов они должны прокладываться с уклонами: для высоковязких и высокозастывающих нефтепродуктов — не менее 0,02, для горючих нефтепродуктов — 0,005, а для легковоспламеняющихся — 0,002-0,003. При этом трубопроводы должны быть оснащены дренажными устройствами, обеспечивающими слив нефтепродукта в стационарные или передвижные емкости.

Трубопроводы необходимо располагать за пределами обвалования резервуарного парка за исключением тех из них, которые обслуживают резервуары данной группы.

В зависимости от класса нефтебазы на технологических трубопроводах в качестве запорной арматуры рекомендуется применять затворы, задвижки, вентили и краны.

Рекомендуемая к применению запорная арматура

Тип арматуры

Класс нефтебазы

1

2

3

4

5

Дисковые затворы с дистанционным управлением

+

+

-

-

-

Шиберные задвижки 1-го класса плотности

+

+

+

+

+

Задвижки по ГОСТ 9698, ГОСТ 3706, вентили по ГОСТ 9697

+

+

+

+

+

Шаровые краны

+

+

+

+

+

По способу присоединения трубопроводная арматура может быть фланцевой, муфтовой и приварной.

Основным типом запорной арматуры, рекомендуемой к применению для трубопроводов диаметром более 50 мм, является задвижка, имеющая минимальное гидравлическое сопротивление и надежное уплотнение. Вентили рекомендуется применять для трубопроводов диаметром до 50 мм.

Количество и размещение запорной арматуры на технологических трубопроводах должны обеспечивать необходимые технологические переключения, а также надежность отключения каждого отдельного насосного агрегата, резервуара или другого технологического устройства.

Запорная арматура должна размещаться в местах, удобных и легкодоступных для управления и обслуживания. В резервуарных парках узлы задвижек следует располагать с внешней стороны обвалования резервуаров. Коренную задвижку необходимо устанавливать непосредственно у резервуара.

Узлы задвижек продуктовых насосных станций следует размещать, как правило, вне здания на расстоянии (до ближайшей задвижки) не менее 1м — от стены здания без проемов и 3 м — от стены здания с проемами. Допускается размещать узлы задвижек в одном помещении с насосами, но в соответствии с требованиями таблицы ниже.

На вводах трубопроводов к железнодорожным сливоналивным устройствам стальные задвижки должны устанавливаться (на случай аварии или пожара) не далее чем в 50 м от оси железнодорожного пути, и не ближе: 15 м — при сливе и наливе легковоспламеняющихся нефтепродуктов; 10 м — горючих нефтепродуктов.


Максимальное число насосов, при котором допускается размещать узлы задвижек в зданиях продуктовых насосных станций

Категория

нефтебазы

Число насосов для перекачки нефтепродуктов с температурой вспышки

120 °С и ниже (кроме мазутов)

выше 120 °С (и для мазутов)

I. II

6

10(6)

III

10

любое (10)

Узлы задвижек (задвижки) и другую арматуру на трубопроводах в зависимости от климатических условий следует устанавливать в камерах, колодцах открытого типа или под навесом.

В период эксплуатации технологические трубопроводы должны подвергаться периодическим осмотру, ревизии и гидравлическим испытаниям. Целью осмотров является выявление видимых дефектов труб, арматуры и их соединений. Особое внимание необходимо обращать на состояние опор, их исправность и правильное положение труб во избежание опасного провисания и деформаций, способных вызвать аварии и утечки нефтепродуктов. Периодичность осмотров должна быть не реже чем через каждые 12 месяцев, а при наличии вибрации — не реже одного раза в квартал. Выявленные при этом дефекты должны быть устранены. В ходе ревизии технологических трубопроводов производят наружный осмотр и дефектоскопический контроль. При наружном осмотре проверяют состояние сварных швов и фланцевых соединений (включая крепеж), герметичность всех соединений, состояние опорных конструкций фундаментов и подвесок, работу подвижных опор и компенсирующих устройств, состояние арматуры и дренажных устройств. При дефектоскопическом контроле выявляют наличие внутренней коррозии и трещин, уменьшение толщины стенок труб и арматуры. Сроки проведения ревизии технологических трубопроводов устанавливают в зависимости от скорости их износа, опыта эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий, но не реже одного раза в три года для трубопроводов, транспортирующих нефтепродукты, и не реже одного раза в шесть лет — для остальных. Целью гидравлических испытаний является выявление дефектов монтажа труб и оборудования, скрытых дефектов металла, а также малых утечек. Давление испытания стальных трубопроводов устанавливается следующим:

1)  1,5 Рраб, но не менее Рраб + 0,2 МПа — при рабочем давлении до 0,5 МПа;

2)  1,2 Рра6, но не менее Рраб + 0,3 МПа — при рабочем давлении выше 0,5 МПа.

Трубопровод выдерживают под испытательным давлением в течение 5 мин, после чего давление снижают до рабочего. Результаты считаются удовлетворительными, если во время испытаний не произошло падения давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружены течи и отпотины. Гидравлические испытания проводят после монтажа; ремонта, связанного со сваркой; после консервации или простоя более одного года; после разборки, связанной с заменой прокладок арматуры или элемента трубопровода. Все дефекты, обнаруженные в ходе осмотров, ревизии и гидравлических испытаний, должны быть устранены с соблюдением необходимых мер по охране труда и требований к ведению огневых работ.

Трубопроводы для перекачки нефтепродуктов, на которых установлены хомуты, эксплуатировать запрещается. На неработающих трубопроводах запорная арматура должна быть закрыта.

Во избежание гидравлического удара и обусловленной этим аварии трубопровода задвижки, краны и вентили нужно закрывать и открывать плавно.
Техническим специалистам