ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НЕФТЕПРОВОДЫ НЕФТЕБАЗ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НЕФТЕПРОВОДЫ НЕФТЕБАЗ

Page 41 of 61

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Техническое освидетельствование трубопровода, включая трубопроводы, на которые распространяются требования ПУГ-69, а также трубопроводов пара и горячей воды IV категории производится руководством монтажного участка при участии представителя технического надзора заказчика.

Техническое освидетельствование трубопроводов пара и горячей воды, на которые распространяются требования Госгортехнадзора, для трубопроводов 1 категории с Ду более 70 мм и трубопроводов II и III

категорий с Ду более 100 мм проводит инженер-контролер местного управления Госгортехнадзора.

4.9. Методы испытаний трубопроводов и испытательное давление

Все технологические трубопроводы после монтажа перед сдачей их в эксплуатацию подвергают испытанию на прочность и плотность. Для особо ответственных трубопроводов, кроме испытания на прочность и плотность, производят испытание их на герметичность.

При испытании на прочность в трубопроводе создают давление, превышающее рабочее. При этом в конструкции трубопровода возникают повышенные напряжения, которые вскрывают его дефектные места.

При испытании на плотность в трубопроводе создают рабочее давление, при котором производят осмотр и обстукивание с целью выявления неплотности системы в виде сквозных трещин, отверстий и т.д. При испытании на герметичность в трубопроводе воздухом или инертным газом создают рабочее давление, которое выдерживают в течение длительного времени /не менее 12 ч/. При этом по манометру определяют величину падения давления за время испытания, по которой судят о герметичности системы. Этот вид испытания позволяет выявить мельчайшие неплотности системы.

Испытание трубопроводов на прочность и плотность обычно производят одновременно гидравлическим или пневматическим способом, а испытание на герметичность - только пневматическим. При испытании на прочность и плотность используют преимущественно гидравлический способ как наиболее безопасный. Пневматический способ предусматривают в следующих случаях: когда опорные конструкции или газопровод не рассчитаны на заполнение его водой; если температура воздуха отрицательная и отсутствуют средства, предотвращающие замораживание системы; гидравлический метод недопустим или невозможен по технологическим или другим требованиям.

Трубопроводы испытывают только при полностью смонтированных линиях или отдельных участков, после проверки исполнительной схемы, внешнего осмотра и получения разрешения заказчика.

Пневматическое испытание трубопроводов на прочность не разрешается проводить в действующих цехах, а также на эстакадах и в каналах, где уложены другие трубопроводы, находящиеся в работе.

Вид и способы испытаний, значения испытательных давлений указывают в проекте для каждого трубопровода. При отсутствии этих указаний способ испытания /гидравлический или пневматический/ выбирает монтажная организация и согласовывает с заказчиком, а вид и значения испытательных давлений принимают в соответствии с указанием СНиП 3.05.05-84; ПУГ-69 или правилами Госгортехнадзора. Испытательное давление для стальных технологических трубопроводов на прочность и плотность как гидравлическим, так и пневматическим способом приведено в табл.4.2.

При наличии на трубопроводе арматуры из серого чугуна пневматическое испытание на прочность допускается давлением не более 0,4 МПа независимо от диаметра трубопровода.

Испытанию следует по возможности подвергать весь трубопровод. Если испытанию подвергают отдельные участки, то их разбивку производит монтажная организация.

Смонтированные трубопроводы, как правило, испытывают до их изоляции. Разрешается проводить испытания трубопроводов из бесшовных труб или заранее изготовленных и испытанных блоков независимо от вида труб с нанесенной тепловой или антикоррозионной изоляцией при условии, что сварные монтажные стыки и фланцевые соединения оставляют неизолированными и доступными для осмотра. Трубопроводы пара и горячей воды, подконтрольные Госгортехнадзору, испытывают с нанесенной изоляцией /кроме сварных и фланцевых стыков/после получения разрешения местного органа Госгортехнадзора.

			Таблица 4.2
	Вид трубопровода и его параметры	На прочность и	На герметичность с определением
		плотность, МПа	падения давления, МПа
	Трубопроводы с абсолютным давлением от 0,095 МПа до
		1,5Рраб, но не менее	Рраб.
	избыточного рабочего давления 0,5 МПа при температуре	0,2
	среды до 400˚С
	Трубопроводы с рабочей температурой среды выше 400 С	1,5 Рраб, но не менее	Рраб.
	независимо от рабочего давления	0,2
	Трубопроводы для пара и горячей воды . Трубопроводы для
		1,25 Р .
	горючих, токсичных и сжиженных газов с рабочим	раб

	ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НЕФТЕПРОВОДЫ НЕФТЕБАЗ		Page 42 of 61
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
	давлением, МПа:
	до 0,005 изб.	-	0,02
	свыше 0,0051 до 0,05 изб.	-	Рраб.+003
	свыше 0,051 до 0,1	0,2	Рраб, но не менее
	от 0,001 до 0,95 абс./вакуум/		0,10,085

Трубопроводы для пара и горячей воды подвергают только гидравлическим испытаниям.

4.10. Защитная и опознавательная окраска трубопроводов

Наружную поверхность трубопроводов окрашивают для защиты от коррозии. Окраска бывает различной в зависимости от места прокладки, наличия тепловой изоляции и температуры транспортируемого продукта.

Защитной окраске подлежат все надземные трубопроводы из углеродистой стали с тепловой изоляцией, покрытой кожухами, или без нее, прокладываемые как на открытом воздухе, так и в помещениях. Исключение составляют изолированные трубопроводы, покрытые асбестоцементной штукатуркой, асбестоцементным формованными изделиями, а также имеющие кожух из коррозионностойких металлов /алюминия, оцинкованного железа и др./.

Трубопроводы окрашивают масляной краской, эмалями и лаками /перхлорвиниловыми, эпоксидными/. Применяют также способ металлизации алюминием, цинком и другими защитными средствами в зависимости от условий, в которых работает трубопровод. Трубопроводы, прокладываемые в непроходных каналах, неизолированные и имеющие тепловую изоляцию, при рабочей температуре поверхности трубы или изоляции до 25°С окрашивают битумным лаком. При более высоких температурах поверхностей такие трубопроводы не окрашивают.

Помимо основной защитной окраски, все технологические трубопроводы должны иметь опознавательную цветную окраску.

Опознавательную окраску /ГОСТ 14202-69/, предупреждающие знаки и маркировочные щитки трубопроводов применяют для того, чтобы определить содержимое трубопровода.

Таблица 4.3

Опознавательная окраска

Вещество, транспортируемое по трубопроводу	Цвет окраски трубопровода
Вода	Зеленый
Пар	Красный
Воздух	Синий
Газы горючие и негорючие	Желтый
Кислоты	Оранжевый
Щелочи	Фиолетовый
Жидкости горючие к негорючие	Коричневый
Прочие вещества	Серый

Противопожарные трубопроводы независимо от содержимого /вода, пена, газ, пар/ окрашивают по всей поверхности, включая запорно-регулирующую арматуру, в красный цвет.

Окраска трубопроводов в отличительные цвета может быть сплошной по всей поверхности или отдельными участками в виде поясов шириной не менее трех наружных диаметров трубопровода. Опознавательные пояса при окраске участками наносят в_ наиболее ответственных местах трубопроводов /на ответвлениях у мест соединений, фланцев, мест отбора, арматуры и контрольноизмерительных приборов, в местах перехода трубопроводов через стены, перегородки и перекрытия/ не реже чем через 10 м внутри производственных помещений и на наружных установках и 30...60 м на наружных магистральных линиях.

Для обозначения наиболее важных свойств транспортируемых веществ на трубопроводах наносят предупреждающие сигнальные кольца: красного цвета - для обозначения легковоспламеняющихся, огнеопасных и взрывоопасных веществ; желтого - опасных и вредных /ядовитых, токсичных, вызывающих химические или термические ожоги, находящихся под высоким давлением или глубоким вакуумом/; зеленого - безопасных и нейтральных. По степени опасности транспортируемого в трубопроводе продукта для жизни и здоровья людей или эксплуатации предприятия на трубопровод наносят разное количество предупреждающих колец - от одного до трех.

Для дополнительного обозначения вида веществ и их параметров, необходимых по условиям эксплуатации, применяют буквенные и цифровые надписи, которые наносят непосредственно на трубопроводы или специальные маркировочные щитки, а также на поверхности конструкций, к которым прикреплены трубопроводы.

Направление потока веществ, транспортируемых по трубопроводам, указывают острым концом

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НЕФТЕПРОВОДЫ НЕФТЕБАЗ

Page 43 of 61

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

маркировочных щитков или стрелками, наносимыми непосредственно на трубопроводы.

Для обозначения трубопроводов с особо опасным для здоровья и жизни людей или эксплуатации предприятия содержимым, а также при необходимости конкретизировать вид опасности дополнительно к цветным предупреждающим кольцам наносят предупреждающие знаки треугольной формы с изображением черного цвета на желтом фоне. Такие знаки изготовляют из листовой стали, пластмассы, прессованного картона и древесины. Эти знаки навешивают на трубопровод или устанавливают на конструкциях, к которым они прикреплены.

В том случае, если от воздействия протекающих веществ может измениться оттенок отличительных цветов, обозначение на трубопроводы наносят с помощью маркировочных щитков.

Во всех производственных помещениях, где проложены трубопроводы, на хорошо доступных для обозрения местах вывешивают схемы опознавательной окраски трубопроводов с расшифровкой цветов, предупреждающих знаков и прочих условных обозначений, принятых для маркировки трубопроводов.

4.11. Сдача и приемка трубопроводов в эксплуатацию

Перед сдачей и приемкой трубопроводов в эксплуатацию окончательно проверяют выполнение всех строительных, монтажных и специальных работ, а также наличие монтажной технической документации на выполненные работы.

Технологические трубопроводы сдают в эксплуатацию одновременно с промышленными установками, агрегатами, цехами и другими объектами, к которым они относятся.

Межцеховые трубопроводы, обслуживающие несколько объектов, можно сдавать самостоятельно по окончании всех относящихся к ним строительных, монтажных и специальных работ.

При сдаче в эксплуатацию технологических трубопроводов на условное давление до 10 МПа монтажная организация обязана представить заказчику следующую техническую документацию: акты проверки внутренней очистки трубопроводов; паспорта на арматуру и акты испытания трубопроводной арматуры /если оно проводилось/; акты на укладку патронов, журналы сварочных работ /для трубопроводов I и II категорий/; акты испытания трубопроводов на прочность и плотность; акты промывки и продувки трубопроводов; акты дополнительного пневматического испытания трубопроводов на плотность; акты готовности траншей и опорных конструкций к укладке трубопроводов; заключение о качестве сварных соединений; протоколы механических испытаний сварных образцов, сертификаты на трубы и сварочные материалы; списки сваршдков, участвовавших в сварке трубопроводов, с указанием номера удостоверения и клейма; исполнительные схемы трубопроводов /для трубопроводов I категории/; акты на предварительную растяжку /сжатие/ компенсаторов.

Для регистрации трубопровода пара и горячей воды монтажная организация представляет в местные органы Госгортехнадзора: паспорт трубопровода, содержащий данные о его характеристике, рабочих параметрах, результатах освидетельствования и др.; свидетельство о качестве изготовления узлов трубопроводов; свидетельство о качестве монтажа трубопроводов; аксонометрическую схему трубопровода.

Свидетельство о качестве изготовления узлов и монтажа трубопроводов; паспорта арматуры; сертификаты на применяющиеся при монтаже электроды; удостоверения к данные о результатах проверки электросварщиков; данные о результатах испытаний пробных образцов сварных стыков; журнал термообработки сварных стыков из легированной стали; протокол испытания сварных стыков неразрушающими методами контроля; журнал измерений диаметров паропроводов для наблюдения за ползучестью металла; журнал фиксации оси трубопровода; журнал исходных измерений положения паропровода по реперам термического перемещения.

5. НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ НЕФТЕБАЗ

Эксплуатация нефтебазовых технологических трубопроводов невозможна без использования насосных станций, которые являются важнейшими объектами нефтебазы и предназначены для внутрибазовых перекачек нефти и нефтепродуктов из одной группы резервуаров в другую, для налива и слива железнодорожных и автомобильных цистерн и наливных судов.

Насосные станции могут быть стационарными и передвижными.

Стационарные насосные станции преобладают на большинстве нефтебаз и по своему положению относительно поверхности земли могут быть наземными, полуподземными и подземными. Выбор того или иного расположения насосной станции относительно поверхности земли в основном определяется условием всасывания насосов.

Оборудование стационарных насосных станций, включающих насосы с трубопроводной обвязкой, задвижки, обратные клапаны, перепускные устройства, двигатели для привода насосов с пусковыми и защитными устройствами, КИП и системы управления размещаются, как правило, в зданиях, сооружаемых в соответствии с требованиями СНиП II.106-79 и оборудованных средствами противопожарной защиты, вентиляцией, освещением и отоплением. Если число основных рабочих

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НЕФТЕПРОВОДЫ НЕФТЕБАЗ

Page 44 of 61

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

насосов /не считая резервных и вспомогательных/ на насосной станции не более пяти для нефтебаз I и II категорий и не более десяти для нефтебаз III категории, то задвижки системы управления для переключения технологических трубопроводов, собранные в блоки /манифольды/, разрешается размещать в одном помещении с насосами.

При размещении задвижек системы управления вне здания насосной их следует устанавливать не ближе 1 м от глухой стены насосной и 3 м от стены с оконными или дверными проемами. На всасывающих и нагнетательных трубопроводах, подходящих к насосной станции, необходимо устанавливать также аварийные задвижки на расстоянии 10 - 50 и от здания насосной.

Конструктивно здания стационарных насосных станций выполняют с раздельной или совместной установкой насосов и электродвигателей. Совместную установку применяют при взрывозащищенном исполнении электродвигателей, пригодных для эксплуатации в помещениях класса В-1а. Во всех остальных случаях помещения насосов и электродвигателей разделяются капитальной стеной с сальниковыми устройствами для промежуточных валов.

Стационарные насосные станции обычно располагают в наиболее низких местах площадки нефтебазы, чтобы улучшить условия всасывания насосов.

Плавучие насосные станции применяют на прибрежных нефтебазах, расположенных на берегах рек и озер с большим колебанием уровня воды. В этих условиях береговые насосные станции не могут откачивать нефтепродукты из нефтеналивных судов при низких горизонтах воды. Применение плавучих насосных станций, смонтированных на баржах или понтонах, пришвартованных к борту нефтеналивного судна, позволяет производить перекачку независимо от уровня в водоеме.

Плавучие насосные станции оборудуют, как правило, грузовыми насосам/ для выкачки нефтепродуктов, зачистными насосами для зачистки танков нефтеналивного судна, балластными насосами для заполнения водой и опорожнения балластных отсеков /танков/ и пожарными насосами. С береговыми трубопроводами плавучие насосные станции соединяются при помощи гибких шлангов или трубопроводов с шаровыми соединениями.

Морские и речные танкеры выгрузку нефтепродуктов производят собственными насосными установками.

Передвижные насосные установки монтируются на шасси автомашин и прицепов и служат для перекачки нефтепродуктов на временных складах горючего, для временной замены вышедших из строя стационарных насосных станций, для сбора разлившегося нефтепродукта при авариях трубопроводов и резервуаров.

Привод насосов на передвижных насосных установках может осуществляться от двигателя автомобиля, отдельного двигателя внутреннего сгорания или от электродвигателя, подключаемого в энергосеть нефтебазы.

Основным оборудованием насосных станций являются насосы и привод к ним. К вспомогательному оборудованию относятся системы для подачи масла к узлам трения, охлаждения, пожаротушения, вентиляции, подачи сжатого воздуха к приборам и устройствам управления.

Для перекачки нефтепродуктов и нефтей на нефтебазах используются центробежные, поршневые и шестеренчатые насосы. Область применения насосов каждого из указанных типов определяется вязкостью перекачиваемого продукта, требуемой подачей насоса и другими условиями перекачки /фактическая высота всасывания, перекачка газожидкостной смеси, давление насыщенных паров перекачиваемой жидкости и др./. При необходимости можно применять также вакуумные насосы и эжекторы.

Наибольшее распространение на нефтебазах получилк центробежные и поршневые насосы. Центробежные насосы отличаются небольшой массой и простотой эксплуатации.

При монтаже обвязочных трубопроводов центробежных насосов большое значение имеет правильная установка всасывающих трубопроводов, исключая образование воздушных мешков. Особенно важно правильно установить горизонтальные линии всасывающих трубопроводов, на которых не должно быть участков, расположенных выше, чем верхняя точка всасывающего штуцера насоса. Всасывающие трубопроводы должны быть смонтированы таким образом, чтобы воздух не мог скапливаться в трубопроводе /рис.5.1/.

Поршневые насосы используют на насосных станциях нефтебаз для перекачки высоковязких нефтепродуктов, а также газожидкостных смесей, образующихся, например, при зачистке резервуаров.

В настоящее время для перекачки высоковязких нефтепродуктов на нефтебазах наряду с поршневыми применяют и винтовые насосы, которые могут соединяться с электродвигателями без

промежуточных редукторов. Винтовые насосы выпускают подачей 2 - 500 м3/ч и давлением до 20 МПа при к.п.д. до 60 - 80 %.

Технические показатели насосов, применяемых на нефтебазах, приведены в табл. 5.1 - 5.5,

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НЕФТЕПРОВОДЫ НЕФТЕБАЗ

Page 45 of 61

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Рис 5.1. Схемы подключения всасывающих линий трубопроводов центробежного насоса: а - правильное; б - неправильное

Таблица 5.1

Технические характеристики нефтяных насосов /t пр. = 0-200 °С/

Насос	3	Н, м	Hs, м	кпд, %	Дн,	n,	Nдв, кВт	масса, кг
	Q, м /ч				мм	мин-1		насоса	агрегат
8ВД 6x1	190	90	6,0	65	265	2950	55-100	330	1680
	175	75	5,7	65	245
	160	65	5,5	58	225
8НД 9x2	210	94	5,0	67	200	2950	75-160	878	2935
	200	84	5,0	66	190
8НДв НМ	600-400	35-42	3,8-6,5	79-78	525	960	110	735	2150
	500-400	33-36	5,5-6,5	80-79	500	960	250	735	3438
	500-400	28-32	5,5-6,5	80-79	470	960	160	750
	720-540	89-94	1,4-4	-	525	1450	75	750
	720-540	76-84	1,4-4		500	1450	55	750
	720-540	67-74	1,4-4		470	1450	75	750
10НД 6x1	450	58	5,4	80,5	435	2950	40-312	765	2325
	435	54	5,5		420
	410	49	5,8		400
	390	44	6,0		380
	370	39	6,2		360
	360	37	6,2		348
12НДС-М	1000-650	24-30	5-6	88	460	960	55-250	11503858
	900-600	22-27	6	83	430	960

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НЕФТЕПРОВОДЫ НЕФТЕБАЗ								Page 46 of 61
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru					400	960
	900-720	18-21	6	83
	1260-900	64-70	3,6-5	88	460	1450
	1260-900	44-51	3,6-5	89	400	1450
	1260-900	55-60	3,6-5	88	430	1450
14НДСН	1260-900	37-42	5	87-85	540	960110-160		15544742
	1260-900	32-37	5	85	500
	1080-800	32-33	5	88-84	480
4Н 5x2	55	106	3,5	62	220		7-55	350	1170
	52	94			208
	47	80			194
	42	68			180
								Таблица 5.2
	Технические характеристики консольных насосов для перекачки жидкостей
			≤ 1000 кг/м3, υ≤ 10-6м2/с
			КПД,	∆h /±0,5/	Nдв.	Диаметр и ширина рабочего колеса
Насос	Q, м3/ч	Н, м					Dн/ , мм
НК 35/50			%	м	кВт	а	б	в	г
	35	50	55	2.8	4-13	245	225	210	195
НК 35/80						5,91	6,3	6,6	6,85
	35	80	52	2,8	5-22	245	232	218	202
НК 65/50	65	50	63	3,1	5-17	11,82	12,3	12,8	13,4
НК 65/80	65	80	60	3,1	7-30
НК 120/50	120	50	72	4,0	7-30
НК 120/80	120	80	70	4,0	10-55	245	232	215	195
НК 360/50	360	50	76	4,8	13-90	10,3	11,08	12,55	15,1
НК 360/80	360	80	75	4,8	22-132	250	235	225	210
НК 600/50	600	50	80	5,8	30-132	29,6	32,6	35,4	40,6
НК 600/80	600	80	80	5,8	40-200
НК 1000/80	1000	50	82	5,0	40-200
НК 1000/80	1000	80	82	5,0	75-315
НК 1600/50	1600	50	84	6,0	75-315
НК 1600/80	1600	80	84	6,0	110-500

Примечания:

1.В таблице приведены одноступенчатые насосы.

2.Nдв. - мощность электродвигателя.

3.∆h - кавитационный запас.

4.а, б, в, г - варианты исполнения насоса.

5.Dн - наружный диаметр колеса.

												Таблица 5.3
	Технические характеристики нефтяных насосов типа К (υ<10-4 м2/c)
	Q,	H,	Hs,		Дн,			Nдв,	Габариты, мм			Масса
Насос				КПД, %		n, мин-1	N , кВт
									l	h	δ	установки,
	м3/ч	м	м		мм		н	кВт				кг
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1,5 K-8/I9	6	20	6	44	128	2900	0,7	1,1	752	240	317	48
2K-20/I8	11	21	6	_	129	_	1,2	1,5	768	257	321	52
2К 20/30	10	30	6	-	162	-	1,8	1,5	788	257	321	58
3К 45/30	30	зь	6	-	168	-	4,6	4,0	940	304	378	94
4К 90/20	60	26	5	-	148	-	5,6	5,0	970	30	373	105
3К 6 (3К 6а)	45(40)	54(42)	6	63(56)	-	-	11(8)	13(10)	1340	535	495	310(293)
4К 6 (4К 6а)	90(85)	87(76)	5	65(62)	-	-	33(28)	45(37)	1590	575	630	515 (490)
4К 8 (4К 8a)	90	55(48)	5	73(67)	-	-	19(16)	22(17)	1360	515	525	350 (335)
4К 12(4К 12а)	90(85)	34(28)	5	77(70)	-	-	11(9,0)	22(10)	1310	535	495	295

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НЕФТЕПРОВОДЫ НЕФТЕБАЗ														Page 47 of 61
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru							-	1450	11	13		1350	515	525	365
6К 12		162	20		6	81
6К-8 (6К 3а)		162(140)	33(29)		6	78(71)	-	-	18(15)	30(19)		1450	575	555	465
6К-12а		150	15		6	73	-	-	8,1	10		1370	535	495	340
8K-I8		288	17,5		6	83	-	_	16,6	30		1565	575	555	510
8К 12(8К-12а)		288(250)	29(24)		6	82(78)	-	-	28(21)	37(30)		1640	575	630	560
8К 18а		260	16		б	80	-	-	14	17		1445	515	525	410
1,5 КМ 8/19		6	20		6	44	_	_	0,7	1,5		532	225	267	50
2	КМ 20/18	11	21	6	56	128		2900	0,6	2,2	560		230	267	59
2	КМ 20/30	10	34	6	53	129		-	1,8	4,0	588		257	290	78
3	КМ 6	45	54	6	63	162		-	10,5	17	777		454	413	196
3	КМ ба	40	42	6	56	-		-	7,5	17	777		454	413	196
4	КМ 8	90	55	5	73	-		-	18,5	22	815		485	413	204
4	КМ 8а	90	43	5	67	-		-	16,8	17	777		489	413	197
4	КМ 12	90	34	5	77	-		-	10,8	17	777		473	412	195
4	КМ 12а	85	29	5	70	-		-	9,2	17	777		473	412	195
6	КМ 12	162	20	6	81	-		1450	10,9	13	807		543	413	230
6	КМ 12а	150	15	б	73	-		1450	8,1	13	807		543	413	230

Примечания:

1.l, h, δ - длина, ширина, высота насоса соответственно.

2.n - частота вращения.

3.Hs - высота всасывания.

4-. Nн, Nдв. - мощность насоса и двигателя соответственно.

5. К, КМ - с отдельной стойкой и моноблочные соответственно.

											Таблица 5.4
Технические характеристики центробежных насосов (t								пр.	≤90˚С, υ≤10-4 м2/с)
Насос	Q,	H,	Д ,	N ,	КПД,	∆h ,	Габариты установки, мм				масса,	масса
	м3/ч	м	н	н	%	доп					кг	насоса,
			мм	кВт		м		l	в	h		кг
Д 200-95(4НДв)	200	95	280	85	70	6,5	1905		670	795	]063	210
	100	23		10	70	8,3	1905		799	845	1207	250
Д 320-70(6НДс)	320	70	242	90	78	6,0	1674		746	796	898	270
Д 200-36 (5НДв)	200	36	З50	35	72	5,5	1905		966	692	1225	370
Д 320-50(6НДв)	320	50	405	76	76	4 5	2545		1060	1130	2871	620
Д 520-65(10Дв)	500	65	465	135	76	5,6
Д 630-90(8НДв)	630	90	525	265	75	6,5	2645		1170	1200	3273	880
	500	36		94	75	6,0
Д 800-57(12Д-9)	800	57	432	177	82	4 0
Д 1250-65(12НДс)	1250	65	460	314	86	6,0
Д 1250-125(14Д6)	1250	125	625	620	76	4,5
Д 1600-90(14НДс)	1600	90	540	500	67	7,0	3160		1250	1220	4922	1710
	1000	40		146	87	4,0	2800		1416	1282	3060
Д 2000-21(16НДн)	2000	21	460	150	86	ь о	2800		1418	1282	3066	1500
	1250	14	460	100	86	3,0	2752			1485	3381	1630
Д 2500-62(18НДс)	2300	60	700	500	87	7,о	3557		2080	1815	7882	2480
	2000	34			87	7,0	3685		1760	1785	7050	2940

Примечания:

1.В скобках указаны обозначения насосов, действовавшие ранее.

2.l, в, h - длина, ширина, высота насосной установки.

3.Характеристики приведены для одноступенчатых насосов двухстороннего входа.

Таблица 5.5

Технико-экономические характеристики насосов

Насос	H	s	N	дв	. Цена,		Монтаж	Q х Н, м3/ч
						руб.	руб.
	м		кВт

Насосы для светлых нефтепродуктов

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НЕФТЕПРОВОДЫ НЕФТЕБАЗ						Page 48 of 61
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru					160x67, 200x87, 240x84, 280x79, 320x73
НК I60/120A	5	110	1290	164
10 НД 6x1	4	110	2725	46	250x64, 300x64 , 350x62, 400x60, 450x57 , 575х55
10 НД 6x2	4	220	5450	91	250x130, 300x126, 350x124, 400x120, 450x114,575x110
6НДв-Б(Д-405)	6	150	1745	40	150x57, 200x56, 250x55, 290x53, 330x50, 370x46, 400x45
СЗР (ФРГ)	4	90	5200	150	150x60, 200x60, 250x60, 300x60, 350x60, 400x60
				Насосы для тёмных нефтепродуктов
Ш 40-6(18/4Б-9)	5	7,5	470	26	18x40
Ш 80-6(36/256-9)	5	14	565	26	36x40
Ш 120-6	5	21	700	26	58x60
ЭНП 100/63 (100)	5	30	2290	40	100x63
ЭНП 100/63 (63)	5	30	2290	40	63x80
ЗВ 65/25	5	22	1035	26	47x60
ЗВ 125/16	5	45	1500	40	90x60
ЗВ 320x16	5	55	3370	40	250х40
МВН-10	5	35	503	150	40x250
МВН-25	5	83	757	100	90x250
Н (Япония)	5	75	200	150	150x400

6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ТРУБОПРОВОДОВ НЕФТЕБАЗ

Технологическая схема представляет собой безмасштабную схему трубопроводных коммуникаций /с оборудованием/, при помощи которых обеспечивается весь комплекс операций по приему, отпуску и внутрибазовым перекачкам нефтепродуктов /рис. 6.1/.

Для составления технологической схемы необходимо иметь: данные по грузообороту нефтебазы с разбивкой по отдельным группам нефтепродуктов, объем и одновременность проведения технологических операций, а также перспективы развития нефтебазы.

Технологическая схема должна обеспечить внутрибазовую перекачку из резервуара в резервуар любым насосом в пределах определенной группы нефтепродуктов с сохранением их качества и количества и предусматривать возможность перекачки по одному трубопроводу нефтепродуктов одной группы, близких по своим физико-химическим свойствам.

Технологическая схема называется двухпроводной, когда к каждому резервуару подсоединено два трубопровода, позволяющих производить одновременно закачку и выкачку нефтепродуктов, зачистку и удаление осадка из резервуара и др.

Однопроводные коммуникации применяют в основном на временных передвижных нефтебазах, которые должны быстро развертываться, а также для резервуаров небольшой емкости и раздаточных резервуаров при малой производительности отпуска.

Технологическая схема позволяет оператору производить управление технологическими операциями, а проектировщику - сделать заказ на запорную арматуру.

На технологической схеме каждая линия трубопроводов имеет свое обозначение, а запорная арматура - нумерацию.

Внутрибазовые трубопроводы работают периодически и их протяженность ограничивается пределами территории нефтебазы.

На основании технологической схемы и генерального плана составляется технологический план, представляющий технологическую схему, нанесенную в масштабе на генеральный план нефтебазы.

На основании технологического плана для каждого трубопровода составляют продольный профиль трассы /рис. 6.2/, при помощи которого можно определить фактическую длину и отметки начала и конца трубопровода /что необходимо для выполнения гидравлического расчета/, подсчитать объем земляных работ при прокладке трубопроводов, проверить работу всасывающих трубопроводов, выявить наличие мест накопления воды, конденсата или остатков нефтепродукта в трубопроводе, мешающих их удалению.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НЕФТЕПРОВОДЫ НЕФТЕБАЗ

Page 49 of 61

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Рис.6.1.Технологическая схема нефтебазы

А- основной блок, Б - раздаточный блок светлых нефтепродуктов, В - раздаточный блок темных нефтепродуктов; 1, 2, 3, 4, 5, 6 - резервуары для дизельного топлива, автобензина, керосина , масел, шторных топлив.авиабензинов,соответственно;7 - резервуары для утечек, 8 - помещения для задвижек, 9 - НС, 10разливочная, 11 - автоэстакада, 12 - манифольды, 13, 14 -

железнодорожные эстакады для светлых и темных нефтепродуктов.

Рис. 6.2. Примерный профиль трассы трубопровода.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НЕФТЕПРОВОДЫ НЕФТЕБАЗ

Page 50 of 61

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

7. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ

Технологический расчет трубопроводов нефтебаз заключается в решении следующих основных вопросов: определение оптимальных параметров трубопроводов /диаметр, толщина стенки/; подбор насосного оборудования; расчет режимов эксплуатации трубопроводов; определение температурных напряжений и способы их компенсации.

Трубопровод выполняет свое назначение в том случае, если он обеспечивает перекачку необходимого количества нефтепродукта. Это зависит от ряда факторов: диаметра труб; давления, создаваемого в трубе насосом; разности отметок начала и конца трубопровода; температуры перекачиваемого продукта. Изменение любого из перечисленных факторов неизбежно приведет к изменению пропускной способности. Вследствие этой же взаимозависимости некоторые из факторов при выполнении технологических расчетов не могут быть определены однозначно, т.е. без учета влияния других факторов.

При эксплуатации нефтебазовых трубопроводных коммуникаций часто изменяются условия использования существующего трубопроводно насосного оборудования. Например, появляется необходимость перекачивать по трубопроводам другие нефтепродукты, по своим свойствам отличающиеся от тех, на которые первоначально было запроектировано оборудование, меняются схемы перекачки и т.д. Это вызывает иногда необходимость реконструкции трубопроводно-насосной системы нефтебазы /установка дополнительных насосов или замена имеющихся насосов, замена трубопроводов одного диаметра на трубопроводы другого диаметра, изменение их протяженности и т.д./.

Для технически правильной эксплуатации нефтебаз необходимо иметь гидравлические характеристики трубопроводно-насосных систем, без которых нельзя правильно решать вопросы производительности трубопроводов, а следовательно, и сроков слива и налива нефтепродуктов.

При сооружении или коренной реконструкции существующих нефтебаз гидравлические расчеты и характеристики трубопроводно-насосных систем выполняют проектные организации. На действующих нефтебазах эту работу проводит технический персонал.

7.1. Механический расчет трубопроводов нефтебаз

Механический расчет технологических трубопроводов нефтебаз производится на температурные напряжения и на напряжения от изгиба в холодную, когда труба изгибается под собственным весом без нагрева.

В редких случаях производится расчет трубопроводов нефтебаз на внутреннее давление, т.к. трубы изготавливаются на довольно высокие давления, которых в нефтебазовых трубопроводах практически не бывает.

Толщина стенки технологических трубопроводов нефтебаз определяется по формуле:

	nPDн
	2(R nP)
	1

где n - коэффициент перегрузки по внутреннему давлению; Р - внутреннее рабочее давление в трубопроводе, МПа;

R1 - первое расчетное сопротивление материала труб, МПа;

Dн - наружный диаметр, м.

Первое расчетное сопротивление материала R1 определяется по следующей формуле:

R1 Rн1 m K1 Kн

/1/

/2/

где R1н первое нормативное сопротивление, соответствующее пределу прочности материала труб, МПа; m - коэффициент условия работы трубопроводов и т.к. все технологические трубопроводы нефтебазы относятся к высшей категории, то m = 0,6; K1 - коэффициент безопасности по материалу труб /для нефтебазовых трубопроводов обычно K1= 1,34 или K= 1,4/; Kн - коэффициент надежности, зависящий от диаметра труб /для труб диаметром dy<1200 мм K=1/.

Обычно толщина стенки, полученная по формуле /1/, значительно меньше минимальной толщины труб данного диаметра, выпускаемых заводами-изготовителями. Поэтому расчет трубопровода на прочность обычно не производится, диаметр трубопровода определяется из гидравлического расчета, а толщина стенки принимается минимальной для данного диаметра.

Температурные напряжения, возникающие в стенках трубы, определяются по формуле: