Каталог товаров

Назад

6.3. Технологические трубопроводы

6.3.1. В состав технологических трубопроводов входят внутрискладские нефтепродуктопроводы, соединительные детали трубопроводов, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, узлы учета и контроля, фильтры-грязеуловители и другие устройства.

6.3.2. Допускается эксплуатировать сборно-разборные трубопроводы со специальными стыковыми соединительными приспособлениями, а также трубопроводы из негорючих материалов (стеклопластиков), обеспечивающих необходимую механическую, химическую и температурную стойкость и не влияющих на качество перекачиваемых легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов. При этом должны быть предусмотрены специальные устройства для отвода статического электричества.

6.3.3. Все технологические трубопроводы должны быть отградуированы согласно Методическим указаниям "Вместимость технологических трубопроводов. Методика выполнения измерений".

6.3.4. Запорная, регулирующая, предохранительная арматура должна размещаться в местах удобных и легкодоступных для управления и обслуживания.

6.3.5. Запорная и регулирующая арматура, установленная на трубопроводах для легковоспламеняющихся и токсичных нефтепродуктов, независимо от температуры и давления среды должна быть стальной.

6.3.6. Для взрывоопасных и пожароопасных сред допускается применение арматуры из ковкого чугуна в пределах рабочих давлений и температур, с учетом следующего:

• из ковкого чугуна в пределах рабочих температур среды не ниже минус 30 °С и не выше 150 °С при давлении среды не выше 1,6 МПа;
• из серого чугуна в пределах рабочих температур среды не ниже минус 10 °С и не выше 100 °С при давлении среды не выше 0,6 МПа.

Коренные задвижки резервуаров должны быть стальными независимо от хранимого нефтепродукта и устанавливаться непосредственно у резервуара.

6.3.7. Запорная арматура, для открытия которой требуются значительные усилия, должна быть снабжена механическим или электрическим приводом.

6.3.8. В местах установки арматуры и сложных трубопроводных узлов массой более 50 кг, требующих периодической разборки, должны быть предусмотрены переносные или стационарные средства механизации для монтажа и демонтажа арматуры.

6.3.9. В качестве запорной арматуры для трубопроводов рекомендуется применять затворы, задвижки, вентили и краны, указанные в табл. 6.1.

Таблица 6.1
6.3.10. Использовать регулирующие вентили и клапаны в качестве основных запорных устройств запрещается. Кроме регулирующих вентилей и клапанов должна быть установлена запорная арматура.

6.3.11. Применяемые для технологических трубопроводов фасонные соединительные детали, фланцы, прокладки и крепежные изделия по качеству и технической характеристике материала должны отвечать требованиям нормативных документов.

6.3.12. Замена прокладок и запорной арматуры на трубопроводе допускается только после снижения в нем давления до атмосферного, полного освобождения его от нефтепродукта и отключения от действующих трубопроводов.

6.3.13. Прокладка трубопроводов может быть надземной или подземной в зависимости от условий рельефа местности, агрессивности грунта, уровня грунтовых вод.

6.3.14. Колодцы и камеры управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования (ограждающей стены) резервуаров. Вне камер и колодцев могут устанавливаться только приварные заглушки.

6.3.15. Надземные трубопроводы для нефтепродуктов в пределах территории резервуарных парков и сливоналивных устройств должны быть проложены на несгораемых опорах. Высота опор трубопроводов определяется местными условиями, но должна быть в местах пересечения пешеходных дорожек и тротуаров не менее 2,2 м; автодорог - 4,5 м; железнодорожных путей - 6 м.

6.3.16. При пересечении высокими эстакадами железнодорожных путей и автодорог расстояние по горизонтали от грани ближайшей опоры эстакады должно быть не менее: 3,45 м до железнодорожного пути нормальной колеи и 1 м до бордюра автодороги.

6.3.17. Для компенсаций температурных деформаций рекомендуется использовать волнистые и сильфонные компенсаторы. Повороты рекомендуются под углом 90°. Тип компенсатора определяется расчетным путем.

6.3.18. Углы пересечения трубопровода с железными и автомобильными дорогами должны предусматриваться, как правило, 90°, но не менее 60°. В обоснованных случаях допускаются уменьшенные углы пересечения до 45°.

6.3.19. Подземные трубопроводы для нефтепродуктов должны быть проложены в грунте. Прокладка трубопроводов под и над зданиями и сооружениями и установками не допускается.
Подземные трубопроводы должны быть проложены на глубине не менее 0,8 м от планировочной отметки земли до верха трубы.
Трубопроводы с замерзающими средами должны быть на 0,1 м ниже глубины промерзания грунта до верха трубы.

6.3.20. На пересечениях с внутрибазовыми железнодорожными путями, автомобильными дорогами и проездами подземные трубопроводы должны быть проложены в футляр из стальных труб, диаметр которых на 100-200 мм больше наружных диаметров прокладываемых в них трубопроводов, а концы труб должны выступать на 2 м в каждую сторону от крайнего рельса или края проезжей части автодороги. Концы футляров должны быть уплотнены и залиты битумом. На участках трубопроводов, заключаемых в защитные футляры, должно быть минимальное число сварных стыков, проверенных физическими методами контроля.
Глубина заложения от верха стальных футляров должна быть не менее 1 м до подошвы шпалы, а под автодорогами и проездами - не менее 0,8 м до поверхности дорожного покрытия.

6.3.21. Уклоны трубопроводов должны быть: для легковоспламеняющихся нефтепродуктов - 0,002-0,003; для горючих нефтепродуктов - 0,005; для высоковязких и застывающих нефтепродуктов - 0,02.

6.3.22. Защита наружной поверхности стальных трубопроводов от коррозии, вызываемой воздействием окружающей среды и блуждающими токами, должна отвечать требованиям ГОСТ 9.602.

6.3.23. Трубопроводы должны быть надежно заземлены. При отсутствии во фланцевых соединениях трубопроводов шайб из диэлектрических материалов и шайб, окрашенных неэлектропроводными красками, надежное заземление трубопроводов обеспечивается их присоединением к заземленным резервуарам.

6.3.24. Приказом по нефтебазе должны быть назначены ответственные за безопасную эксплуатацию трубопроводов.

6.3.25. В период эксплуатации все технологические трубопроводы должны подвергаться тщательному осмотру ответственным за их безопасную эксплуатацию. Срок осмотра устанавливается руководством нефтебазы, но не реже, чем через каждые 12 месяцев.
Осмотр трубопроводов, подверженных вибрации, а также фундаментов под опоры и эстакады для этих трубопроводов следует проводить не реже одного раза в квартал. Выявленные при этом дефекты должны быть устранены.

6.3.26. Технологические трубопроводы должны подвергаться периодической ревизии. Сроки проведения ревизии устанавливает администрация нефтебазы 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.

6.3.27. При ревизии технологических трубопроводов производят наружный и внутренний осмотр.
При наружном осмотре необходимо проверить: состояние сварных швов и фланцевых соединений, включая крепеж; герметичность всех соединений; состояние опорных конструкций фундаментов и подвесок; правильность работы подвижных опор; состояние и работу компенсирующих устройств; состояние дренажных устройств, арматуры.
При внутреннем осмотре проверяют: наличие коррозии, трещин; уменьшение толщины стенок труб и деталей трубопроводов, прокладок, сварных швов фланцев, арматуры, а также сопрягающихся поверхностей фланцев и арматуры.
Результаты осмотра оформляют актом. Все обнаруженные неплотности и дефекты должны быть устранены с соблюдением необходимых мер по охране труда и требований к ведению огневых работ.

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

Испытания проводят:

• после монтажа,
• ремонта, связанного со сваркой;
• после консервации или простоя более одного года;
• после разборки, связанной с единичной заменой прокладок арматуры или элемента трубопровода.

Испытания проводят только на плотность. Устанавливаемая при этом арматура или элемент трубопровода должны быть предварительно испытаны на прочность пробным давлением.
Значения избыточных давлений испытания трубопроводов и их арматуры устанавливаются в соответствии с требованиями ГОСТ 356.
Короткие трубопроводы, работающие без избыточного давления, испытаниям не подвергаются. При испытании монтажные стыки и места сварки должны быть открыты.
Давление испытания стальных трубопроводов устанавливается:
при рабочем давлении до 0,5 МПа - 1,5 Рраб, но не менее 0,2 МПа;
при рабочем давлении выше 0,5 МПа - 1,25 Рраб, но не менее Рраб+0,3 МПа.
Трубопровод выдерживают под указанным давлением в течение 5 мин, после чего давление снижают до рабочего.
Результаты считают удовлетворительными, если во время испытания не произошли падения давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружены течи и отпотины.

6.3.29. На технологические трубопроводы, по которым транспортируются легковоспламеняющиеся жидкости (бензин, керосин) должны быть составлены паспорта (Приложение 7). На остальные технологические трубопроводы должны быть заведены эксплуатационные журналы, в которых должны отражаться даты и данные о проведенных ревизиях и ремонте.

Назад