Меню

Обслуживание технологических трубопроводов нефтебаз



2.2. Обслуживание технологических трубопроводов резервуарных парков

2.2. Обслуживание технологических трубопроводов резервуарных парков

2.2.1. Технологические трубопроводы резервуарных парков должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации нефтебаз (часть II, прил. 1, п. 39).

2.2.2. Надежная безаварийная работа трубопровода и безопасность их эксплуатации обеспечиваются постоянным наблюдением за состоянием трубопроводов, их арматуры и деталей, своевременным ремонтом в объеме, определенном при осмотре и ревизии, и обновлением всех элементов трубопровода по мере износа и структурного изменения металла.

2.2.3. На технологические трубопроводы, транспортирующие легковоспламеняющиеся жидкости (бензин, керосин, нефть), должны быть составлены паспорта. На остальные технологические трубопроводы необходимо завести эксплуатационные журналы, в которые заносятся даты и данные о проведенных ревизиях и ремонтах.

2.2.4. Основной метод контроля надежной и безопасной работы технологических трубопроводов — периодические ревизии, результаты которых служат основанием для оценки состояния трубопровода.

Сроки проведения ревизии технологических трубопроводов устанавливают администрация нефтебазы в зависимости от скорости их износа, опыта эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий, но они должны быть не реже одного раза в три года для трубопроводов, транспортирующих нефтепродукты, и не реже одного раза в шесть лет для остальных.

2.2.5. При ревизии технологических трубопроводов необходимо провести наружный осмотр трубопровода, проверить состояние сварных швов и фланцевых соединений, включая крепежные детали, герметичность всех соединений, состояние опор и фундаментов, компенсаторов, подвесок, арматуры, правильность работы дренажных устройств; осмотреть внутреннюю поверхность участка трубопровода, освобожденного от отложений (разобрать или вырезать указанный участок), установить наличие коррозии, трещин, уменьшение толщины стенок труб и деталей трубопроводов, прокладок, сварных швов, фланцев, арматуры, а также сопрягающихся поверхностей фланцев и арматуры.

2.2.6. Надежность работы технологических трубопроводов проверяют гидравлическими испытаниями на плотность не реже одного раза в три года.

2.2.7. Состояние заземляющих устройств трубопроводов следует проверять и оформлять документально. Объемы и сроки проверки определяются инструкциями и графиками, разработанными и утвержденными руководством нефтебазы.

2.2.8. Следует постоянно проверять состояние сальниковой набивки. Неисправности запорных устройств необходимо устранять немедленно.

2.2.9. После монтажа и ремонта трубопроводов необходимо проверить, чтобы в них не остались какие-либо посторонние предметы.

2.2.10. Давление испытания на прочность устанавливается проектом и должно быть:

  • для стальных трубопроводов при рабочих давлениях до 0,5 МПа — 1,5 ρраб , но не менее 0,2 МПа;
  • для стальных трубопроводов при рабочих давлениях выше 0,5 МПа — 1,25 ρраб , но не менее ρраб + 0,3 МПа.

Трубопровод выдерживают под испытательным давлением в течение 5 мин, после чего давление снижают до рабочего. При испытании под рабочим давлением трубопровод осматривают, а сварные швы обстукивают молотком. Результаты считают удовлетворительными, если во время испытания не произошло падение давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружено течи и отпотевания.

2.2.11. Технологические трубопроводы резервуарных парков следует градуировать согласно Методическим указаниям по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод.

© 2007–2021 «ХК «Газовик». Все права защищены.
Использование материалов сайта без разрешения владельца запрещено и будет преследоваться по закону.

Источник

IV. Обслуживание и ремонт технологического оборудования, резервуаров и трубопроводов, технических систем обеспечения

4.1. Работы восстановительного характера, включающие строительные, монтажные, пусконаладочные, а также работы по диагностированию оборудования, должны проводиться в соответствии с требованиями нормативных документов по промышленной безопасности и организации безопасного проведения ремонтных работ в организации.

4.2. Объем, периодичность и порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования с учетом конкретных условий эксплуатации определяются инструкциями, разработанными и утвержденными в установленном порядке.

4.3. При осмотре стальных резервуаров особое внимание обращается на состояние швов нижних поясов корпуса и уторного уголка резервуара. При обнаружении отпотин или трещин в сварных швах или в металле корпуса резервуара необходимо немедленно выводить его из эксплуатации.

4.4. Результат технического осмотра резервуара заносится в его паспорт ответственным лицом.

4.5. За осадкой основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение. Для вновь построенных резервуаров в течение первых пяти лет их эксплуатации не реже одного раза в год должна производиться обязательная нивелировка резервуара не менее чем в восьми диаметрально противоположных точках. При неравномерной осадке резервуар освобождается от нефтепродуктов.

4.6. На каждом складе рекомендуется выделять запасной резервуар, освобожденный от нефтепродуктов, на случай аварии или пожара. Вместимость этого резервуара должна быть не меньше вместимости наибольшего резервуара склада.

4.7. Зачистка железнодорожных цистерн и подготовка их к наливу осуществляется на специальных пунктах.

4.8. Зачистка резервуаров и тары производится обслуживающим персоналом или специализированной организацией.

4.9. Все металлические резервуары подвергаются периодической зачистке:

  • не менее двух раз в год — для авиационного топлива;
  • не менее одного раза в год — для остальных светлых нефтепродуктов и масел;
  • по мере необходимости — для мазутов.

При длительном хранении нефтепродуктов допускается зачистка металлических резервуаров после их опорожнения.

Металлические резервуары, кроме того, должны подвергаться зачистке:

  • при подготовке к ремонту;
  • при подготовке к заполнению нефтепродуктами более высокого качества, чем хранившиеся в них ранее.

4.10. Электрооборудование зачистных агрегатов, используемых при зачистке резервуаров, должно быть во взрывозащищенном исполнении.

4.11. При зачистке резервуара из-под сернистого нефтепродукта остатки продуктов коррозии во избежание самовоспламенения сернистых соединений (пирофорное железо) должны поддерживаться во влажном состоянии до полного их удаления из резервуара.

4.12. Удаление паров нефтепродуктов из резервуара до взрывобезопасной концентрации достигается в процессе промывки его специальными водными растворами с помощью специального оборудования для механизированной зачистки или пропаркой, а также тщательной вентиляцией (принудительной или естественной) резервуара после проведения указанных выше операций.

Вентиляция не производится, если анализ пробы воздуха из резервуара не покажет превышения предельно допустимых норм содержания паров нефтепродуктов.

4.13. Вентиляция резервуара осуществляется при всех открытых люках. В случае принудительной вентиляции вентилятор крепится на резервуаре так, чтобы не было вибрации. Корпус вентилятора заземляется.

4.14. При монтаже временных трубопроводных схем, связанных с откачкой остатка, пропаркой, продувкой и промывкой с применением временных схем электроснабжения и электрооборудования, последние (переносной насос, пускатели, рубильники) должны быть во взрывозащищенном исполнении.

Читайте также:  Карелин таблицы для гидравлического расчета канализационных сетей из пластмассовых труб

4.15. Трубопроводы, предназначенные для пропарки, продувки, промывки и чистки резервуаров, должны быть съемными и монтироваться перед проведением этих операций. По окончании работ они должны быть демонтированы, складироваться вне обвалования резервуара и защищаться от дождя и снега.

4.16. При транспортировке нефти и нефтепродуктов запрещается устранять неисправности на работающем оборудовании.

4.17. Ежедневно, а также перед сливом, наливом нефтепродуктов должен проводиться осмотр сливоналивных и раздаточных устройств. Результаты осмотра должны заноситься в журнал.

4.18. Проверка герметичности всего сливоналивного и раздаточного оборудования делается один раз в два года путем гидравлической или пневматической опрессовки.

4.19. Для поддержания хранилищ нефтепродуктов в таре в исправном состоянии необходимо:

  • не допускать попадания в них воды;
  • регулярно вентилировать и проветривать хранилища;
  • ежемесячно проверять состояние хранилищ и устранять все выявленные недостатки;
  • ежегодно проводить осмотры хранилищ комиссиями в целях определения необходимости в текущем или капитальном ремонте.

Во избежание преждевременной порчи хранилищ и размещенных в них нефтепродуктов крыши и отмостки должны регулярно очищаться от снега, а с наступлением оттепелей и весенних паводков, кроме того, должны очищаться от снега и льда водоотводные каналы, трубы и желоба.

После грозы, бури и сильной метели необходимо осмотреть хранилища и устранить выявленные повреждения.

4.20. Для поддержания молниезащитных устройств в состоянии постоянной надежности необходимо ежегодно перед началом грозового сезона осмотреть их. Кроме того, следует проводить периодический контроль и внеочередные осмотры состояния молниезащитных устройств.

Во время ежегодного осмотра и проверки молниезащитных устройств необходимо:

  • выявить элементы молниезащитных устройств, требующие замены или ремонта вследствие нарушения их механической прочности;
  • определить степень разрушения коррозией отдельных элементов молниезащиты и принять меры по противокоррозионной защите и по усилению элементов, поврежденных коррозией;
  • проверить надежность электрических соединений между токоведущими частями всех молниезащитных устройств (мест сварки, болтовых и прочих соединений);
  • проверить соответствие молниезащитных устройств характеру сооружения и в случае выявления строительных и технологических изменений за предшествующий период осуществить модернизацию молниезащиты и доведение ее до нормативных показателей;
  • измерить сопротивление всех заземлителей и при повышении сопротивления заземления больше чем на 20 % по сравнению с расчетными (нормативными) значениями принять меры по доведению сопротивления заземлителей до требуемых величин; замеры величины сопротивления заземляющих устройств производятся также после всех ремонтов молниезащиты и самих сооружений.

4.21. Внеочередные осмотры молниезащитных устройств следует проводить после сильных (ураганных) ветров и после гроз чрезвычайной интенсивности.

4.22. Молниеотводы должны иметь предупредительные надписи, запрещающие приближаться к ним во время грозы на расстояние менее 4 м.

4.23. Все ремонты защитных устройств должны быть произведены до начала грозового периода (апрель).

4.24. Обслуживание приборов контроля, регулирования и автоматики осуществляется специально подготовленными специалистами, в соответствии с требованиями нормативно-технической документации по эксплуатации и обслуживанию производителей этих приборов и инструкцией заводов-изготовителей.

4.25. Оборудование, отработавшее нормативный срок службы, должно проходить техническое диагностирование и экспертизу промышленной безопасности технических устройств. Эксплуатация оборудования без положительного заключения экспертизы промышленной безопасности не допускается.

4.26. Все материалы, применяемые при ремонте, подлежат входному контролю и должны иметь документы, подтверждающие требуемое качество.

4.27. Все оборудование и приборы, монтируемые на нефтебазах и складах нефтепродуктов, должны иметь паспорта организации)изготовителя и копии разрешения органов Госгортехнадзора России на их применение в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.

4.28. При производстве ремонтных работ на территории нефтебаз и складов нефтепродуктов во взрывоопасных зонах необходимо пользоваться искробезопасным инструментом.

4.29. Газоопасные работы, связанные с подготовкой оборудования к ремонту и проведением ремонта, должны производиться в соответствии с требованиями нормативных документов по организации и безопасному проведению газоопасных работ.

4.30. Ремонтные работы с применением огневых работ должны производиться в соответствии с требованиями нормативных документов по организации безопасного проведения огневых работ на взрывопожароопасных объектах.

Требования пунктов 4.29 и 4.30 распространяются и на сторонние организации, привлекаемые для выполнения газоопасных и огневых работ на территории нефтебазы или склада нефтепродуктов.

4.31. Ремонт оборудования может проводиться эксплуатирующей или подрядной организацией, занимающейся сервисным обслуживанием. Руководители и специалисты, производственный персонал должны быть обучены и пройти проверку знаний в установленном порядке.

4.32. При обнаружении в процессе монтажа, технического освидетельствования или эксплуатации несоответствия оборудования требованиям нормативно-технической документации оно должно быть выведено из эксплуатации.

4.33. Для подъема и перемещения тяжелых деталей и отдельного оборудования должны быть предусмотрены стационарные или передвижные грузоподъемные механизмы.

4.34. Производственные инструкции подлежат пересмотру по истечении срока их действия и при изменениях в технологических схемах, аппаратном оформлении процессов и изменениях структуры управления, влияющих на функции ответственных должностных лиц.

4.35. Организации, эксплуатирующие склады нефти и нефтепродуктов, в соответствии с установленным порядком ежегодно разрабатывают планы мероприятий по подготовке к работе в осенне-зимний и весенне-летний периоды.

4.36. Консервацию объектов необходимо выполнять в соответствии с установленным порядком по организации и проведению работ по безопасной остановке на длительный период и (или) консервации опасных промышленных объектов.

4.37. Электроприемники систем отопления, вентиляции и кондиционирования следует предусматривать той же категории, которая устанавливается для электроприемников технологического или инженерного оборудования здания.

Электроснабжение систем аварийной вентиляции, систем дымоудаления, подпорных систем для электропомещений, кроме систем для удаления газов и дыма после пожара, следует предусматривать 1-й категории надежности.

В этом же разделе:

Данный интернет-сайт носит исключительно информационный характер и ни при каких условиях не является публичной офертой, определяемой положениями статьи 437 Гражданского кодекса РФ. Для получения информации об условиях сотрудничества, пожалуйста, обращайтесь к сотрудникам ГК «Газовик».

Бесплатная телефонная линия: 8-800-2000-845

© 2007–2021 ГК «Газовик». Все права защищены.
Использование материалов сайта без разрешения владельца запрещено и будет преследоваться по закону.

Источник

Технологические трубопроводы нефтебаз. Справочное издание

Тюменский индустриальный институт

Ю.Д. Земенков, Н.А. Малюшин, Л.М. Маркова, А.Е. Лощинин

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НЕФТЕПРОВОДЫ НЕФТЕБАЗ

В предлагаемом справочном издании приведены основные сведения о технологических трубопроводах нефтебаз: классификация трубопроводов, их назначение, детали и соединения трубопроводов, трубопроводная арматура, способы прокладки, методы монтажа трубопроводов и его элементов, испытание и сдача их в эксплуатацию.

Читайте также:  Соединения трубопроводов сталь полиэтилен

Приведены технические характеристики насосов, применяемых на нефтебазах для осуществления операций по приему и отпуску нефтепродуктов. Рассмотрена совместная работа насосов и технологических трубопроводов.

В последних главах приведены методы механического и гидравлического расчета технологических трубопроводов.

Справочное издание предназначено для студентов, обучающихся по специальности «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ». Оно может быть полезным инженерно-техническим работникам, занятым в системе хранения и распределения нефти и нефтепродуктов.

ВВЕДЕНИЕ

Современные нефтебазы — это сложные комплексы инженерно-технических сооружений, связанные между собой технологическими процессами, обеспечивающими прием, хранение и снабжение потребителей нефтью и нефтепродуктами. Выполнение всех основных операций на нефтебазах — перевалку нефти и нефтепродуктов крупными партиями с одного вида транспорта на другой, отпуск потребителю через сеть филиалов и автозаправочных станций, прием нефти и нефтепродуктов из магистральных и распределительных трубопроводов, нефтеналивных судов и барж, железнодорожных цистерн — невозможно представить без технологических трубопроводов.

Технологические трубопроводы работают в разнообразных условиях, находятся под воздействием значительных давлений и высоких температур, подвергаются коррозии и претерпевают периодические охлаждения и нагревы. Их конструкция делается все более сложной за счет увеличения рабочих параметров транспортируемого продукта и роста диаметров трубопроводов и ужесточения требований к надежности эксплуатируемых систем.

Затраты на сооружение и монтаж трубопроводов могут достигать 30% стоимости всего предприятия. В связи с этим делом первостепенной важности специализированных проектных, строительных и эксплуатирующих организаций являются техническое совершенствование и перевооружение технологических схем на основе внедрения новейших достижений науки и использования передовой техники. От правильного выбора конструкций, качественного изготовления элементов и организации строительства зависят экономия материальных ресурсов и сокращение потерь перекачиваемого продукта.

Все это требует от специалистов более глубоких знаний, четкого соблюдения правил и специальных технологических требований по строительству и монтажу трубопроводов. Предложенные в работе краткие сведения об основах теории и расчета трубопроводов, способах эксплуатации и испытаниях на прочность и герметичность могут быть использованы студентами при изучении курсов «Проектирование и эксплуатация нефтебаз» и «Сооружение и капитальный ремонт трубопроводов и хранилищ».

1. Назначение и устройство технологических трубопроводов нефтебаз

1.1. Назначение и состав трубопроводов

1.2. Условные проходы

1.3. Классификация трубопроводов

2. Трубы, детали и соединения стальных трубопроводов

2.1. Стальные трубы и их применение

2.2. Способы и типы соединений трубопроводов

2.3. Приварные детали трубопроводов

2.4. Опоры, подвески и опорные конструкции

2.5. Трубы, детали и соединения трубопроводов из пластмасс

2.6. Резино-тканевые трубопроводы

3. Трубопроводная арматура, детали контрольно-измерительных приборов и компенсаторы

3.1. Классификация и применение арматуры

3.2. Виды, обозначение и отличительная окраска арматуры

3.4. Контроль качества сварных соединений

4. Монтаж стальных межцеховых трубопроводов общего назначения

4.1. Способы прокладки межцеховых трубопроводов

4.2. Монтаж надземных трубопроводов

4.3. Монтаж подземных трубопроводов

4.4. Монтаж компенсаторов

4.5. Монтаж трубопроводов с обогревом

4.6. Защита подземных трубопроводов от почвенной коррозии

4.7. Тепловая изоляция трубопроводов

4.8. Приемка и техническое освидетельствование смонтированных трубопроводов

4.9. Методы испытаний трубопроводов и испытательное давление

4.10. Защитная и опознавательная окраска трубопроводов

4.11. Сдача и приемка трубопроводов в эксплуатацию

5. Насосные станции нефтебаз

6. Технологические схемы трубопроводов нефтебаз

7. Технологический расчет трубопроводов

7.1. Механический расчет трубопроводов нефтебаз

7.2. Гидравлический расчет изотермических трубопроводов

7.3. Гидравлический расчет неизотермических трубопроводов

7.4. Гидравлический расчет коллекторов

7.5. Гидравлический расчет сифонных трубопроводов

7.6. Гидравлический расчет разветвленных трубопроводных коммуникаций

1.НАЗНАЧЕНИЕ И УСТРОЙСТВО ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ НЕФТЕБАЗ

1.1.Назначение и состав трубопроводов

Трубопровод — сооружение, состоящее из плотно соединенных между собой труб, деталей трубопроводов, запорно-регулирующей аппаратуры, контрольно-измерительных приборов, средств автоматики, опор и подвесок, крепежных деталей, прокладок, материалов и деталей тепловой и противокоррозионной изоляции и предназначенное для транспортировки жидких и твердых нефтепродуктов.

К технологическим относятся находящиеся в пределах нефтебазы трубопроводы, по которым транспортируют различные вещества, в том числе сырье, полуфабрикаты, промежуточные и конечные продукты, отходы производства, необходимые для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.

Условия изготовления и монтажа технологических трубопроводов определяются: разветвленной сетью большой протяженности и различием конфигурации обвязки технологического оборудования; разнообразием применяемых материалов, типов труб, их диаметров и толщин стенок; характером и степенью агрессивности транспортируемых веществ и окружающей среды; различием способов прокладки /в траншеях, без траншей, каналах, тоннелях, на стойках, двух- и многоярусных эстакадах на технологическом оборудовании, а также на разных высотах и часто в условиях, неудобных для производства работ/; количеством разъемных и неразъемных соединений, деталей трубопроводов, арматуры, компенсаторов, контрольно-измерительных приборов и опорных конструкций.

Для того, чтобы смонтировать 1 т стальных технологических трубопроводов, необходимо помимо труб израсходовать в среднем различных деталей и арматуры в количестве до 22% его массы.

1.2.Условные проходы

Основная характеристика трубопровода — внутренний диаметр, определяющий его проходное сечение, необходимое для прохождения заданного количества вещества при рабочих параметрах эксплуатации /давление, температура, скорость/. При строительстве трубопроводов для сокращения количества видов и типоразмеров входящих в состав трубопроводов соединительных деталей и арматуры используют единый унифицированный ряд условных проходов.

Условный проход Ду — номинальный внутренний диаметр присоединяемого трубопровода /мм/. Труба при одном и том же наружном диаметре может иметь различные номинальные внутренние диаметры. Для арматуры и соединительных деталей технологических трубопроводов наиболее часто применяют следующий ряд условных проходов /СТ СЭВ 254-76/, мм: 10, 15, 20, 25, 32, 40, 50, 65, 80, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 500. Дня труб этот ряд — рекомендуемый, и Ду для них устанавливается в проекте, стандартах или технической документации.

При выборе трубы для трубопровода под условным проходом понимают ее расчетный округленный внутренний диаметр. Например, для труб наружным диаметром 219 мм и толщиной стенки 6 и 16 мм, внутренний диаметр которых соответственно равен 207 и 187 мм, в обоих случаях принимают ближайший из унифицированного ряда Ду, т.е. 200 мм.

Механическая прочность труб, соединительных деталей и арматуры при определенных интервалах температур транспортируемого по трубопроводу вещества или окружающей среды снижается. Понятие «условное давление» введено для учета изменений прочности соединительных деталей и арматуры трубопроводов под действием избыточного давления и температуры транспортируемого вещества или окружающей среды.

Читайте также:  Как гнуть профильную трубу для узоров

Условное давление Ру — наибольшее избыточное давление при температуре вещества или окружающей среды 20°С, при котором обеспечивается длительная работа арматуры и деталей трубопровода, имеющих заданные размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранных материалах и характеристиках их прочности, соответствующих температуре 20°С. Например, для арматуры и деталей трубопроводов из стали 20, работающих при избыточном давлении 4 МПа и транспортирующих вещество при температуре 20°С, условное давление Ру = 4 МПа, при температуре 350°С Ру = 6,3 МПа.

Для сокращения количества типоразмеров арматуры и деталей трубопроводов установлен унифицированный ряд условных давлений / ГОСТ 356-80/, МПа: 0,1; 0.16; 0,25; 0,4; 0,63; 1; 1,6; 2,5; 4; 6,3; 10; 12,5; 16; 20; 25; 32; 40; 50; 63; 80; 100; 160; 250.

Рабочее давление Рр — наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации арматуры и деталей трубопроводов на прочность и плотность водой температурой не менее 5 и не более 70°С.

На трубопроводы и трубы ГОСТ 356-80 не распространяется, а является рекомендуемым. Ру и Рр для них устанавливаются проектом, стандартами или технической документацией.

1.3. Классификация трубопроводов

Технологические трубопроводы классифицируют по роду транспортируемого вещества, материалу труб, рабочим параметрам, степени агрессивности среды, месту расположения, категориям и группам.

По роду транспортируемого вещества технологические трубопроводы разделяются на нефтепроводы, газопроводы, паропроводы, водопроводы, мазутопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, щелочепроводы, а также специального назначения /трубопроводы густого и жидкого смазочного материала, трубопроводы с обогревом, вакуумпроводы/ и др.

По материалу, из которого изготовлены трубы, различают трубопроводы стальные /из углеродистой, легированной и высоколегированной стали/, из цветных металлов и их сплавов /медные, латунные, титановые, свинцовые, алюминиевые/, чугунные, неметаллические /полиэтиленовые, винипластовые, фторопластовые, стеклянные/, футерованные /резиной, полиэтиленом, фторопластом/, эмалированные, биметаллические и др.

По условному давлению транспортируемого вещества трубопроводы разделяют на вакуумные, работающие при давлении ниже 0,1 МПа, низкого давления, работающие при давлении до 10 МПа, высокого давления /более 10 МПа/ и безнапорные, работающие без избыточного давления.

По температуре транспортируемого вещества трубопроводы подразделяются на холодные /температура ниже 0°С/, нормальные /от 1 до 45°С/ и горячие /от 46°С и выше/.

По степени агрессивности транспортируемого вещества различают трубопроводы для неагрессивных, малоагрессивных, среднеагрессивных сред. Стойкость металла в коррозионных средах оценивают скоростью проникновения коррозии — глубиной коррозионного разрушения металла в единицу времени /мм/год/. К неагрессивной и малоагрессивной средам относят вещества, вызывающие коррозию стенки трубы, скорость которой менее 0,1 мм/год, среднеагрессивной — в пределах от 0,1 до 0,5 мм/год и агрессивной — более 0,5 мм/год. Для трубопроводов, транспортирующих неагрессивные и малоагрессивные вещества, обычно применяют трубы из углеродистой стали; транспортирующих среднеагрессивные вещества, — трубы из углеродистой стали с повышенной толщиной стенки /с учетом прибавки на коррозию/, из легированной стали, неметаллических материалов, футерованные; транспортирующих высокоагрессивные вещества, — только из высоколегированных сталей, биметаллические, из цветных металлов, неметаллические и футерованные.

По месторасположению трубопроводы бывают внутрицеховые, соединяющие отдельные аппараты и машины в пределах одной технологической установки или цеха и размещаемые внутри здания или на открытой площадке, и межцеховые, соединяющие отдельные технологические установки, аппараты, емкости, находящиеся в разных цехах.

Внутрицеховые трубопроводы по конструктивным особенностям могут быть обвязочные /около 70% общего объема внутрицеховых трубопроводов/ и распределительные /около 30%/. Внутрицеховые трубопроводы имеют сложную конфигурацию с большим количеством деталей, арматуры и сварных соединений. На каждые 100 м длины таких трубопроводов приходится выполнять до 80. 120 сварных стыков. Масса деталей, включая арматуру, в таких трубопроводах достигает 41% от общей массы трубопровода в целом.

Межцеховые трубопроводы характеризуются довольно длинными прямыми участками /длиной до нескольких сот метров/ со сравнительно небольшим количеством деталей, арматуры и сварных соединений. Масса деталей в межцеховых трубопроводах /включая арматуру/ составляет около 3. 4%, а масса П-образных компенсаторов — около 7%.

Стальные трубопроводы разделяют на категории в зависимости от рабочих параметров /температуры и давления/ транспортируемого по трубопроводу вещества и группы в зависимости от класса опасности вредных веществ и показателей пожарной опасности веществ.

По степени воздействия на организм человека все вредные вещества разделяют на четыре класса опасности / ГОСТ 12.1.005-76 и ГОСТ 12.1.007-76/: 1 — чрезвычайно опасные, 2 — высокоопасные, 3 — умеренно опасные, 4 — малоопасные.

По пожарной опасности / ГОСТ 12.1.004-76/ вещества бывают: негорючие НГ, трудногорючие — ТГ, горючие — ГВ, горючая жидкость — ГЖ, легковоспламеняющаяся жидкость — ЛВЖ, горючий газ — ГГ, взрывоопасные — ВВ.

Технологические стальные трубопроводы, рассчитанные на Ру до 10 МПа, в соответствии с инструкцией по проектированию технологических стальных трубопроводов на Р до 10 МПа / СН 527-80/ подразделяют на пять категорий /1- V/ и три группы /А, Б, В/, как показано в табл. 1.1.

Трубопроводы из пластмассовых труб /полиэтилена, полипропилена, поливинилхлорида/ в соответствии с инструкцией по проектированию технологических трубопроводов из пластмассовых труб /СН 550-82/ применяют для транспортировки веществ, к которым материал труб химически стоек или относительно стоек, и классифицируют по категориям и группам, установленным для стальных трубопроводов. При этом трубопроводы из пластмассовых труб запрещается применять для транспортирования вредных веществ 1-го класса опасности, взрывоопасных веществ и сжиженных углеводородных газов /СУГ/.

Трубопроводы из пластмассовых труб, по которым транспортируют вредные вещества 2-го и 3-го классов опасности, относят к категории 2 и группе А; легковоспламеняющиеся жидкости, горючие газы, горючие вещества, горючие жидкости относят к категории 3 и группе Б; а трудногорючие и негорючие — к категории 4 или 5 и группе В.

В общем случае категория трубопровода устанавливается проектом, при этом определяющим является тот параметр трубопровода, который требует отнесения его к наибольшей категории.

Классификация технологических стальных трубопроводов по категориям и группам

Источник