Коршак А.А., Коробков Г.Е., Муфтахов Е.М. Нефтебазы и АЗС

Подождите немного. Документ загружается.

141

ваемые вне территории нефтебазы, например между нефтебазой

и нефтеперерабатывающим заводом).

Прокладка технологических трубопроводов на территории неф-

тебаз должна быть надземной или наземной. При сложном рельефе

местности, суровых климатических условиях, высоких коррозион-

ной активности грунта и уровне грунтовых вод, стесненном разме-

щении объектов нефтебазы возможна подземная прокладка трубо-

проводов.

Надземные трубопроводы прокладывают на несгораемых опо-

рах. Высота размещения труб определяется местными условия-

ми. Трубопроводы на низких опорах рекомендуется прокладывать

на участках, где предусмотрено перемещение подъемных механиз-

мов и оборудования при эксплуатации и ремонте. Расстояние между

нижней образующей труб и поверхностью земли должно обеспечи-

вать возможность ведения ремонтных работ. В местах пересечения

пешеходных дорожек и тротуаров высота расположения техноло-

гических трубопроводов должна быть не менее 2,2 м, автодорог —

4,5 м, железнодорожных путей — 6 м.

Трубопроводы, прокладываемые на отдельно стоящих опо-

рах, должны укладываться в один ярус, а в стесненных условиях —

на эстакадах. В местах переходов через трубопроводы и для обслу-

живания узлов задвижек следует предусматривать переходные мос-

тики и площадки.

Так как надземные трубопроводы подвержены температурным

воздействиям, необходимо предусматривать компенсацию изме-

нения 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 невозмож-

но (например, на прямых участках значительной протяженности),

то применяют компенсаторы различных конструкций (сальнико-

вые, гнутые П-образные, линзовые).

Опоры, на которых размещаются технологические трубопрово-

ды, могут быть подвижными (свободными) и неподвижными. Под-

вижные опоры (рис. 4.2, 4.3) не препятствуют перемещению тру-

бопровода вследствие температурных деформаций. Они бывают

подкладными (роликовыми, катковыми, скользящими и т. п.) и под-

142

весными. Неподвижные опоры (рис. 4.4) жестко закрепляют трубо-

провод 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 компенсирую-

щие устройства.

Рис. 4.2. Подвижная опора типа ОПП-2 (ГОСТ 14911—69) для трубопроводов

диаметром 50…400 мм:

1 — корпус; 2 — ребро

Рис. 4.3. 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

Рис. 4.4. Неподвижная опора с приваренным хомутом:

1 — упор; 2 — хомут; 3 — полоса; 4 — уголок; 5 — шпилька

143

Подземные трубопроводы прокладываются на глубине не менее

0,8 м от планировочной отметки земли до верха трубы. Трубопро-

воды с замерзающими средами должны быть на 0,1 м ниже глуби-

ны промерзания грунта до верха трубы. На пересечениях с внутри-

базовыми железнодорожными путями, автомобильными дорогами

и проездами они должны быть заложены в футляры из стальных

труб, диаметр которых на 100…200 мм больше наружного диамет-

ра прокладываемых в них технологических трубопроводов, а концы

труб должны выступать на 2 м в каждую сторону от крайнего рель-

са или края проезжей части автодороги. Торцы футляра тщательно

уплотняют.

При одновременной прокладке в траншее двух и более трубо-

проводов их следует располагать в одной горизонтальной плоскос-

ти с расстоянием между ними: не менее 0,4 м при условном диамет-

ре труб до 300 мм и не менее 0,5 м при D

> 300 мм.

Трубопроводы, предназначенные для перекачки высоковязких

и высокозастывающих нефтепродуктов должны оснащаться систе-

мой путевого подогрева (горячей водой, паром, ленточными подо-

гревателями) и тепловой изоляцией из несгораемых материалов,

защищенной кожухом от механического разрушения. Допускается

прокладка данных трубопроводов в каналах с тепловыми спутника-

ми, а участков протяженностью до 15 м — с использованием только

тепловой изоляции (без тепловых спутников).

Для обеспечения полного самотечного опорожнения техноло-

гических трубопроводов они должны прокладываться с уклонами:

для высоковязких и высокозастывающих нефтепродуктов — не ме-

нее 0,02, для горючих нефтепродуктов — 0,005, а для легковоспла-

меняющихся — 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 обвалова-

ния резервуарного парка за исключением тех из них, которые об-

служивают резервуары данной группы.

В зависимости от класса нефтебазы на технологических трубо-

проводах в качестве запорной арматуры рекомендуется применять

затворы, задвижки, вентили и краны (табл. 4.1).

144

Таблица 4.1 — Рекомендуемая к применению запорная арматура

Тип арматуры

Класс нефтебазы

12345

Дисковые затворы

с дистанционным

управлением

++–––

Шиберные задвижки

1 класса плотности

+++++

Задвижки по ГОСТ

9698, ГОСТ 3706,

вентили по ГОСТ 9697

+++++

Шаровые краны

+++++

Трубопроводная арматура по способу присоединения может

быть фланцевой, муфтовой и приварной.

Основным типом запорной арматуры, рекомендуемой к при-

менению для трубопроводов диаметром более 50 мм, является

задвижка, имеющая минимальное гидравлическое сопротивление

и надежное уплотнение. Вентили рекомендуется применять для тру-

бопроводов диаметром до 50 мм.

Количество и размещение запорной арматуры на технологичес-

ких трубопроводах должны обеспечивать необходимые техноло-

гические переключения, а также надежность отключения каждого

отдельного насосного агрегата, резервуара или другого технологи-

ческого устройства.

Запорная арматура должна размещаться в местах удобных и лег-

кодоступных для управления и обслуживания. В резервуарных

парках узлы задвижек следует располагать с внешней стороны об-

валования резервуаров. Коренную задвижку необходимо устанав-

ливать непосредственно у резервуара.

Узлы задвижек продуктовых насосных станций следует разме-

щать, как правило, вне здания на расстоянии (до ближайшей за-

движки) не менее 1 м — 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

табл. 4.2.

145

Таблица 4.2 — 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)

Примечание. В скобках указано максимальное число насосов при пе-

рекачке мазутов, нагреваемых до температуры на 25 °С меньшей,

чем температура вспышки.

На вводах трубопроводов к железнодорожным сливоналивным

устройствам стальные задвижки должны устанавливаться (на слу-

чай аварии или пожара) не далее чем в 50 м от оси железнодорож-

ного пути, и не ближе: 15 м — при сливе и наливе легковоспламе-

няющихся нефтепродуктов; 10 м — горючих нефтепродуктов.

Узлы задвижек (задвижки) и другую арматуру на трубопрово-

дах 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 де-

фектов труб, арматуры и их соединений. 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 как наружный, так и внутренний осмот-

ры. При наружном осмотре проверяют состояние сварных швов

и фланцевых соединений (включая крепеж), герметичность всех со-

единений, состояние опорных конструкций фундаментов и подве-

сок, работу подвижных опор и компенсирующих устройств, состоя-

ние арматуры и дренажных устройств. При внутреннем осмотре

контролируют наличие внутренней коррозии и трещин, умень-

шение толщины стенок труб и арматуры. Сроки проведения реви-

зии технологических трубопроводов устанавливают в зависимости

146

от скорости их износа, опыта эксплуатации, результатов предыду-

щих осмотров и ревизий, но не реже одного раза в три года для тру-

бопроводов, транспортирующих нефтепродукты, и не реже одного

раза в шесть лет для остальных. Целью гидравлических испытаний

является выявление дефектов монтажа труб и оборудования, скры-

тых дефектов металла, а также малых утечек. Давление испытания

стальных трубопроводов устанавливается следующим:

1) 1,5 Р

раб

, но не менее Р

раб

+ 0,2 МПа — при рабочем давлении

до 0,5 МПа;

2) 1,2 Р

раб

, но не менее Р

раб

+ 0,3 МПа — при рабочем давлении выше

0,5 МПа.

Трубопровод выдерживают под испытательным давлением в те-

чение 5 мин, после чего давление снижают до рабочего. Результаты

считаются удовлетворительными, если во время испытаний не про-

изошло падения давления по манометру, а в сварных швах, флан-

цевых соединениях и сальниках не обнаружены течи и отпотины.

Гидравлические испытания проводят после монтажа; ремонта, свя-

занного со сваркой; после консервации или простоя более одно-

го 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 тре-

бований к ведению огневых работ.

4.3. Механический расчет технологических трубопроводов

Расчет трубопроводов нефтебаз на прочность

выполняется

с использованием расчетных сопротивлений материала труб и сое-

динительных деталей по временному сопротивлению σ

вр

и пределу

текучести σ

, которые вычисляют по формулам:

вр

КК

11 12



где К

— коэффициент надежности по материалу труб и соедини-

тельных деталей при нормальной температуре (табл. 4.3); γ

, γ

—

Изложен согласно СНиП 2.04.12-86. Расчет на прочность стальных трубопрово-

дов / Госстрой России. — М.: ГУП ЦПП, 2001. — 12 с.

147

поправочные коэффициенты надежности по материалу труб и со-

единительных деталей при температуре эксплуатации в расчетах

соответственно по временному сопротивлению и по пределу теку-

чести (табл. 4.4).

Таблица 4.3 — Рекомендуемые величины К

Характеристика труб и соединительных деталей

Коэффициент

надежности

по материалу К

Сварные из малоперлитной и бейнитной стали кон-

тролируемой прокатки и термически упрочненные

трубы, изготовленные двусторонней электро дуговой

сваркой под флюсом по сплошному технологичес-

кому шву, с минусовым допуском по толщине стен-

ки не более 5 % и прошедшие 100%-й контроль

на сплошность основного металла и сварных соедине-

ний неразрушающими методами 1,025

Сварные из нормализованной, термически упроч-

ненной стали и стали контролируемой прокатки, из-

готовленные двусторонней электродуговой сваркой

под флюсом по сплошному технологическому шву и

прошедшие 100%-й контроль сварных соединений

неразрушающими методами 1,05

Сварные из нормализованной и горячекатаной низ-

колегированной или углеродистой стали, изготов-

ленные двусторонней электродуговой сваркой и

прошедшие 100%-й контроль сварных соединений

неразрушающими методами; бесшовные холодо- и

теплодеформированные 1,10

Сварные из горячекатаной низколегированной или

углеродистой стали, изготовленные двусторонней

электродуговой сваркой или токами высокой часто-

ты; штампованные и штампосварные соединитель-

ные детали; остальные бесшовные трубы и соедини-

тельные детали 1,15

Примечание. Для труб, сваренных односторонней сваркой, коэффици-

ент надежности по материалу

следует умножать на 1,1.

148

Таблица 4.4 — Значения поправочных коэффициентов

надежности по материалу

Сталь, из которой

изготовлены трубы

и соединительные

детали

Величины поправочных коэффициентов

при температуре эксплуатации (°С)

– 70

от – 40

до + 20

100 200

Углеродистая — — 1 1 1 1,05 1 1,15

Низколегированная 1 1 1 1 1,05 1,1 1,05 1,15

Примечания:

1. Для промежуточных значений температур эксплуатации величины

и γ

определяются линейной интерполяцией.

2. При температуре – 70 °С углеродистые стали не применяются.

Расчетные толщины стенок труб и соединительных деталей на-

ходятся по формуле



nPD

RnP







(4.1)

где n — коэффициент надежности по нагрузке, n = 1,15; P — рабочее

давление транспортируемой среды; D

— наружный диаметр трубо-

провода; R

— параметр, определяемый по зависимости:

н o

при

К mR

R при

0, 77

1, 3

0, 77













где m

— коэффициент условий работы: при транспортировке легко-

воспламеняющихся и горючих жидкостей m

= 0,7; то же для труд-

ногорючих и негорючих жидкостей m

= 0,85; К

— коэффи циент

надежности по назначению трубопровода, для жидкостей, перека-

чиваемых при давлении Р < 6,3 МПа К

= 1.

Найденная по формуле (4.1) толщина стенки трубопровода округ-

ляется до ближайшего бóльшего значения по сортаменту труб σ

Эта величина должна удовлетворять условию

149

АК

при

Rm m R

при

Rm mR

1, 3

0, 77











(4.2)

где А

, А

— расчетные коэффициенты, равные



А nPD N N D M

2222

1111

212;



 







s уу

s уу и

А nPD N D m M M

DmMM M

322

2212

0,5

22 2

2122

412,



r

…



ªº

r    

«»

¬ ¼

…

N

где N

, М

и1

— соответственно расчетное продольное усилие и крутя-

щий момент в рассматриваемом сечении трубопровода от совмест-

ного действия веса трубопровода, изоляции, арматуры и устройств,

расположенных на трубопроводе, веса и внутреннего давления

транспортируемой среды, снеговой, ветровой и гололедной нагру-

зок; N

, М

1у

, М

2у

, М

и2

— соответственно расчетное продольное уси-

лие, изгибающие моменты в двух взаимноперпендикулярных плос-

костях, крутящий момент в рассматриваемом поперечном сечении

от совместного действия веса трубопровода, изоляции, арматуры

и устройств, расположенных на трубопроводе, воздействия предва-

рительного напряжения трубопровода (в том числе упругого изгиба

по заданному профилю), веса, внутреннего давления температурно-

го воздействия транспортируемой среды, воздействия неравномер-

ных деформаций грунта, снеговой, ветровой и гололедной нагрузок;

— коэффициент интенсификации напряжений, для прямой тру-

бы m

= 1.

При выборе номинальной толщины трубопроводов нефтебаз ре-

комендуется вносить поправку на коррозию, исходя из ее скорости

(табл. 4.5).

150

Таблица 4.5 — Рекомендуемые величины скорости коррозии ν

Перекачиваемый нефтепродукт

, мм/год

Бензин 0,001…0,005

Дизельное топливо, керосин, реактивное топливо 0,01…0,05

Мазут 0,05…0,10

4.4. Расчет потерь напора в трубопроводах

В процессе течения нефтепродуктов имеют место потери напора

на трение h

и местные сопротивления h

мс

Потери напора на трение

Потери напора на трение при течении ньютоновских жидкостей

в круглых трубах определяются по формуле Дарси — Вейсбаха

(4.3)

где λ — коэффициент гидравлического сопротивления; L, D — соот-

ветственно длина и внутренний диаметр трубопровода; W — сред-

няя скорость перекачки; g — ускорение силы тяжести.

Величина коэффициента гидравлического сопротивления λ

в об щем случае зависит от числа Рейнольдса Re = W · D/ν и отно-

сительной шероховатости труб ε =k

/D (здесь ν — кинематическая

вязкость неф тепродукта при температуре перекачки; k

— эквива-

лентная шероховатость стенки трубы).

Рекомендуемые величины эквивалентной абсолютной шерохо-

ватости стальных труб приведены в табл. 4.6.

При ламинарном режиме перекачки (Re ≤ 2320) расчет λ выпол-

няется по формуле Стокса

В зоне гидравлически гладких труб турбулентного режима (2320 <

< Re ≤ Re

) расчет λ выполняется по формуле Блазиуса

0,25

0, 3164