Лекция 3. «Основные составные части нефте-, газо- и продуктопроводов». Категория технологических трубопроводов нефть


Категории технологических и магистральных трубопроводов

Среди «транспортных средств», которые нужны для перемещения определенного материала, одним из самых распространенных являются трубопроводы. Трубопровод обеспечивает недорогую и беспрерывную транспортировку газов и жидкостей. Сегодня существует немало видов трубопроводов. Конструкции различаются и классифицируются по масштабу, диаметру, давлению, а также рабочей температуре.

По масштабу различают магистральные, коммунально-сетевые, технологические, судовые (машинные) трубопроводы. Рассмотрим подробнее назначение и категории магистральных и технологических трубопроводов.

Магистральные трубопроводы. Назначение и категории.

Магистральные трубопроводы – это такое сложное техническое сооружение, которое состоит из многокилометровой трубопроводной нити, газо- или нефтеперекачивающих станций, переходов через реки или дороги. Магистральные трубопроводы транспортируют нефть и нефтепродукты, сжиженный углеводородный газ, топливный газ, пусковой газ и др.

Все магистральные трубы изготавливают только по сварной технологии. То есть, на поверхности любой магистральной трубы можно увидеть либо спиральный, либо прямой шов. В качестве материала для изготовления таких труб применяется сталь, т.к это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надёжный материал. К тому же, это может быть «классическая» конструкционная сталь с номинированными механическими свойствами, углеродная сталь с низким содержанием легирующих элементов или углеродистая стать обыкновенного качества.

Классификация магистральных трубопроводов

В зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса:

I — при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа (свыше 25 до100 кгс/см2) включ.; II — при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа (свыше 12 до 25 кгс/см2) включ.

В зависимости от диаметра трубопровода выделяется на четыре класса, мм:

I - при условном диаметре свыше 1000 до 1200 включ.; II - то же, свыше 500 до 1000 включ.; III — то же.свыше 300 до 500 включ.; IV — 300 и менее.

Также магистральные трубопроводы подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в таблице 1 и таблице 2.

ТАБЛИЦА 1

ТАБЛИЦА 2

Технологические трубопроводы. Назначение и категории.

Технологические трубопроводы – устройства для подачи топлива, воды, сырья, полуфабрикатов и различных продуктов, которые используются в производстве на промышленном предприятии. Такие трубопроводы транспортируют отработанное сырье и различные отходы.

Классификация технологических трубопроводов происходит по таким признакам как:

Месторасположение: межцеховые, внутрицеховые. 

Способ прокладки: надземные, наземные, подземные. 

Внутреннее давление: безнапорные (самотечные), вакуумные, низкого давления, среднего давления, высокого давления. 

Температура транспортируемого вещества: криогенные, холодные, нормальные, теплые, горячие, перегретые. 

Агрессивность транспортируемого вещества: неагрессивные, слабоагрессивные (малоагрессивные), среднеагрессивные, агрессивные. 

Транспортируемое вещество: паропроводы, водопроводы, нефтепроводы, газопроводы, кислородопроводы, мазутопроводы, ацетиленопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, щелочепроводы, аммиакопроводы и др.

Материал: стальные, стальные с внутренним или наружным покрытием, из цветных металлов, чугунные, из неметаллических материалов. 

Способ соединения: неразъемные, разъемные.

Технологические трубопроводы и соединительные детали к ним изготавливаются из полипропилена, полиэтилена (с рабочим давлением до 10 атмосфер и температурой от -30 °С до +40 °С),поливинилхлорида и полипропилена с ППУ-теплоизоляцией. Наиболее качественными являются изделия из полиэтилена, которые не подвержены коррозии и имеют впечатляющий срок эксплуатации в 50 лет, а также трубы из полипропилена с ППУ-теплоизоляцией, которые сокращают теплопотери и снижают затраты на эксплуатацию сетей.

Категории трубопроводов для пара и горячей воды

 

 

 

mufty-truby.ru

Промышленная безопасность. Классификация трубопроводов, транспортирующих продукты по территории НПЗ.

Карта сайта
  • Разработки
    • Добавка БТ (МИНИМА)
    • Монометиланилин (ММА)
    • Производство ММА
    • ММА на НПЗ
    • Метаформинг
    • Результаты испытаний
      • Исходный бензин
      • Испытание 1
      • Испытание 2
    • Физ/Хим показатели
    • Инструкции
      • Применение МИНИМА
    • Разработка присадок
    • Ферроцен
    • Очиститель инжектора
    • Бензин спортивный
    • ЦГН
    • Бензины ЕВРО-3, ЕВРО-4
  • Справочник
    • Антидетонаторы
      • ТЭС
      • Железосодержащие
      • Марганецсодержащие
      • Оксигенаты
      • Ароматические амины
    • Допущенные присадки
    • ГОСТы
      • ГОСТ 2084-77
      • ГОСТ Р 51105-97
      • ГОСТ Р 51313-99
      • ГОСТ Р 51866-2002
      • Технический регламент
    • Топливная хартия
    • Сортность бензина
    • Перв. переработка нефти
      • Обессоливание
      • Атм. и вакуумн. перегонка
      • Вторичная перегонка
      • Газофракционирование
    • Процессы пр-ва бензинов
      • Каталитический риформинг
      • Изомеризация
      • Гидроочистка
      • Каталитический крекинг
      • Алкилирование
      • Олигомеризация олефинов
      • Гидрокрекинг
      • Висбрекинг
      • Коксование
    • Технологии пр-ва масел
      • Производство масел
      • Деасфальтизация гудрона
      • Очистка растворителями
      • Депарафинизация масел
      • Контактная доочистка
      • Гидродоочистка масел
    • Технол. пр-ва парафинов
      • Производство парафинов
      • Неочищенные парафины
      • Доочистка парафинов
      • Жидкие парафины
    • Производство битумов
    • Методы испытаний
      • КМКО
      • Испаряемость
      • Потери от Испарения
      • Защитные свойства
    • Оборудование НПЗ
      • Реакторное оборудование
      • Технологические печи
      • Ректифик. колонны
      • Теплообменные аппараты
      • Вакуум. устройства
      • Насосы
      • Компрессоры
      • Емкости, резервуары
      • Трубопроводы
      • Констр. материалы
    • Физ-химия нефти
      • Плотность
      • Молекулярная масса
      • Вязкость
      • Поверхностное натяжение
      • Характеризующий фактор
      • Давление насыщ. паров
      • Конст. фазов. равновесия
      • Критические параметры
      • Теплоемкость
      • Теплота испарения
      • Теплота плавления
      • Теплотворная способность
      • Энтальпия
      • Теплопроводность
      • Тепловые эффекты
      • Индивид. соединения
    • Хар-ки нефтепродуктов
      • Фракционный состав
      • Температура застывания
      • Октановое число
      • Цетановое число
      • Высота нек. пламени
      • Методы испытаний
      • Сырье НПЗ
      • Классификация нефтей
      • Характеристика нефтей
      • Газовые конденсаты
      • Топлива
      • Нефтяные масла
      • Присадки к маслам
      • Ароматика
      • Сжиженные газы
      • Др. нефтепродукты
    • Общезав. хоз-во НПЗ
      • Прием и отгрузка
      • Хранение нефтепродуктов
      • Электроснабжение
      • Теплоснабжение
      • Водоснабжение
      • Канализация, очистка
      • Снабжение топливом
      • Снабжение газами
      • Факела
    • Пром. безопасность
      • Свойства продуктов
      • Категорирование
      • Электрооборудование
      • Трубопроводы
    • Охрана окруж. среды
      • Основные понятия
      • Нормирование
      • Контроль
  • Статьи
  • Проектирование
    • Консультации
    • Моделирование
    • Оборудование
      • Каталог
      • Теплообменники
      • Емкости
      • Нестандарт. оборудование
      • Колонные аппараты
      • Реакторное оборудование
    • Установка риформинга
    • Сертификация
    • Утилизация
    • Статический смеситель
      • Описание
      • Опросной лист
    • Динамический смеситель
    • Регенерация масел
    • мини НПЗ
    • Химизм риформинга
      • Реакции риформинга
      • Влияние параметров
    • Для хим.лаборатории
      • Химреактивы
      • ГСО
      • Анализ нефтепродуктов
      • Мебель лабораторная
        • Столы
        • серия Евромакс
        • серия Евромини

additive.spb.ru

38. Классификация технологических трубопроводов. Категории трубопроводов. Назначение и применение.

Назначение трубопроводов весьма различно. Посредствохм трубопроводов, по которым движутся жидкие, газообразные или смешанные потоки, оборудование технологических установок связывается в единую систему. По трубопроводам сырье поступает на установки, а большинство целевых продуктов отводится в товарные емкости. По ним подают пар, топливо, воду и т. д.

Надежность эксплуатации трубопроводов во многом определяет продолжительность бесперебойной работы технологической установки. Большинство аварийных ситуаций на заводах обычно вызвано разгерметизацией трубопроводов.

Все трубопроводы принято разделять на внутриустановочные— для соединения оборудования в единую систему согласно технологической схеме; межустановочные — для передачи полуфабрикатов от одной установки на другую; межцеховые—для взаимных перекачек между цехами; межзаводские — для перекачек между заводами и магистральные — для доставки на завод сырья, пара, воды и транспортировки с завода готовой продукции.

Все трубопроводы отличаются друг от друга способами прокладки или монтажа, обусловленными соответствующими нормами и правилами. Наиболее ответственен внутриустановочный (обвязочный) трубопровод, отличающийся сложностью конфигурации и большим числом единиц различной арматуры.

Общие сведения о трубопроводах

Промышленные трубопроводы, прокладываемые по заводским и межзаводским территориям, предназначены для транспортирования жидких и газообразных углеводородов, а также водяного пара, воздуха, доменного, коксового, природного и других газов и их смесей. Трубопроводы соединяют между собой агрегаты единого технологическогоцикла, расположенные в разных цехах, а также объединяют трубопроводную сеть предприятия в замкнутые системы.

Как правило, промышленные трубопроводы на заводских территориях прокладываются надземно. Это экономично, удобно при эксплуатации и ремонте, позволяет прокладывать дополнительные трубопроводы без выполнения существенной реконструкции.

Многие промышленные трубопроводы в зависимости от их назначения, наличия и типа футеровки имеют повышенную температуру стенки, доходящую до 150 °С, а в некоторых случаях — до 200 °С и более.

В связи с особыми условиями эксплуатации промышленных трубопроводов при их проектировании необходимо учитывать:

— возможность образования загазованной зоны (из-за неплотностей конструкций), представляющей опасность, особенно при прокладке газопроводов внутри помещений;

— корродирующее воздействие как наружной, так и внутренней сред, особенно при наличии в них серы и других агрессивных примесей;

— абразивное воздействие потока взвешенных в газе частиц;

— влияние на сооружение температурного режима (как технологического, так и атмосферного).

Трубопроводы совместно с опорами, оборудованием, устройствами для их обслуживания, лестницами, площадками составляют так называемую трубопроводную систему. Применяемые в строительстве трубопроводные системы можно разделить на две группы: системы, состоящие из большого числа трубопроводов малых диаметров, для прокладки которых требуется устройство специальных пролетных строений — система эстакадной прокладки; системы, имеющие в своем составе трубопроводы больших диаметров, жесткость которых используется при работе на изгибсистема балочной прокладки.

При эстакадной прокладке система трубопроводов укладывается на специальные несущие пролетные строения, которые представляют собой простые инженерные сооружения (рис. 2.138). Такие системы получили широкое распространение на предприятиях химической, энергетической, нефтяной и других отраслей промышленности, где они включают в себя большое количество труб разных диаметров (от 50...100 мм до 2...3 м).

Трубопроводы можно разделить на магистральные, технологические, энергетические, судовые, авиационные и т. д. Каждый из них имеет свои характерные особенности условий монтажа и эксплуатации, что необходимо учитывать при конструировании арматуры. Арматура, установленная на магистральных трубопроводах, как правило, приводится в действие сравнительно редко.

В зависимости от рода и параметров рабочей среды трубопроводы подразделяются на 5 категорий.

Группа А. Продукты с токсическими свойствами: сильнодействующие ядовитые вещества (СДЯВ) и дымящиеся кислоты:

I категория — Ppнезависимо,tот -70 до +7000С;

 прочие продукты с токсическими свойствами:

I категория — Ppсвыше 16 кгс/см2,tот -70 до + 7000С.

II категория — Ppдо 16 кгс/см2,tот -70 до +3500С.

Группа Б. Горючие и активные газы, легковоспламеняющиеся горючие жидкости.

I категория — Ppнезависимо,t= 350—7000С;

II категория — Pp= 25—64 кгс/см2,t= 250—350 и от -70 до 00С;

III категория — Pp= 16—25 кгс/см2,t= 120—250 и от -70 до 00С;

IV категория — Ppдо 16 кгс/см2,tот -70 до 1200С.

Группа В. Перeгpeтый водяной пар.

I категория — Ppнезависимо,t= 450—6600С;

II категория — Ppдо 39 кгс/см2,t= 350—4500С;

III категория — Ppдо 22 кгс/см2,t= 250—3500С;

IV категория — Ppдо 16 кгс/см2,t= 120—2500С.

Группа Г. Горячая вода и насыщенный водяной пар.

I категория — Ppсвыше 184 кгс/см2,tсвыше 1200С;

II категория — Pp= 80-184 кгс/см2,tсвыше 1200С;

III категория — Pp= 16-80 кгс/см2,tсвыше 1200С;

IV категория — Pp= 2-16 кгс/см2,tсвыше 1200С;

Группа Д. Негорючие жидкости и пары, инертные газы.

I категория — Ppнезависимо,t= 450-7000С;

II категория — Pp= 64—100 кгс/см2,t= 350—450 и от -70 до 00С;

III категория — Pp= 25—64 кгс/см2,t= 250—350 и от -70 до 00С;

IV категория — Ppдо 25 кгс/см2,t= 120—250 и от -70 до 00С;

V категория — Pp= 16 кгс/см2,t= 0—1200С;

studfiles.net

Виды, группы и категории трубопроводов

Виды, группы и категории трубопроводов

Технологические трубопроводы в зависимости от давления транспортируемой среды различают: вакуумные (ниже 1 кгс/см2), низкого давления (от 1 до 15 кгс/см2), среднего давления (от 16 до 100 кгс/см2), высокого давления (свыше 100 кгс/см2) и безнапорные, т. е. работающие без избыточного давления.

По роду транспортируемых продуктов технологические трубопроводы делятся на газопроводы, водопроводы, паропроводы, кислотопроводы, щелочепроводы, маслопроводы, бензопроводы, нефтепроводы, рассолопроводы и др. Газопроводы, в свою очередь, подразделяются на воздушные (воздухопроводы), ацетиленовые, кислородные, аммиачные, хлорные.

Транспортируемые по трубопроводам продукты по степени агрессивности разделяются на следующие:

неагрессивные и малоагрессивные, вызывающие коррозию, скорость которой не превышает 0,1 мм в год;

среднеагрессивные, вызывающие коррозию, скорость которой находится в пределах от 0,1 до 0,5 мм в год;

высокоагрессивные, вызывающие коррозию, скорость которой. выше 0,5 мм в год.

Для трубопроводов, транспортирующих среднеагрессивные продукты применяют трубы из углеродистой стали с повышенной толщиной стенки с учетом прибавки на коррозию (2—5 мм). Для трубопроводов, транспортирующих высокоагрессивные продукты, в зависимости от их свойств используют трубы из высоколегированных сталей, биметаллические, из цветных металлов, неметаллические и футерованные внутри коррозионностойкими материалами.

Технологические трубопроводы в зависимости от места их расположения разделяются на внутрицеховые (рис. 2), соединяющие между собой отдельные аппараты и машины в пределах одной установки, цеха и межцеховые (рис. 3), соединяющие между собой отдельные установки, цеха.

Внутрицеховые трубопроводы в практике получили название «обвязочные трубопроводы».

Изготовление и монтаж технологических трубопроводов осуществляют в соответствии со «Строительными нормами и правилами. Технологические трубопроводы. Правила производства и приемки работ» (СНиП Ш-Г.9—62).

Указанными нормами и правилами все технологические трубопроводы делятся на пять групп и категорий (табл. 1).

Классификация технологических трубопроводов Таблица 1
Категории
I I I Ш IV V
Группа Наименование среды Рабо-чее давле-ние, кгс/см2 Темпе-ратура, ° С Рабо-чее давле-ние, кгс/см2 Темпе-ратура, °С Рабо-чее давле-ние, кгс/см2 Темпе-ратура, °С Рабо-чее давле-ние, кгс/см2 Темпе-ратура, °С Рабоч-ее давле-ние, кгс/см2 Темпе-ратура, °С
А Продукты с токсическими свойствами:
а) сильно-действующие ядовитые вещества (СДЯВ) и дымящиеся кислоты Незави-симо От —70 до 700
б)прочие продукты с токсическими свойствами Свыше 16 От —70 до 700 До 16 От—70 до 350
Б Горючие и активные газы, легковоспла-меняющиеся и горючие жидкости Незави-симо От 350 до 700 От 25 до 64 От 250 до 350 и от—70 до 0 От 16 до 25 От 120 до 250 и от—70 до 0 До 16 От-70 до 120
В Перегретый водяной пар То же От 450 до 660 До 39 От 350 до 450 До 22 От 250 до 350 До 16 От 120 до 250
Г Горячая вода и насыщенный водяной пар Свыше 184 Свыше 120 От 80 до 184 Свыше 120 16-80 Свыше 120 От 2 до 16 Свыше 120
Д Негорючие жидкости и пары, инертные газы Незави-симо От 450 до 700 От 64 до 100 От 350 до 450 и от—70 до 0 25—64 От 250 до 350 от—70 до 0 До 25 От 120 до 250 и от—70 до 0 До 16 От 0 до 120
Таблица 2
Категории трубопроводов для пара и горячей воды
Категория трубопроводов Среда Рабочие параметры теплоносителя
давление избыточное, кгс/см2 температура среды, °С
I а) перегретый пар Независимо Свыше 610 до 660
б) то же « Свыше 570 до 610
в) « « Свыше 450 до 570
г) горячая вода, насыщенный пар Свыше 184 Свыше 120
II а) перегретый пар До 39 Свыше 350 до 450
б) горячая вода, насыщенный пар Свыше 80 до 184 Свыше 120
III а) перегретый пар До 22 Свыше 250 до 350
б) горячая вода, насыщенный пар Свыше 16 до 80 Свыше 120
IV Перегретый и насыщенный пар, горячая вода 1—16 Свыше 120 до 250

1. Какие встречаются виды технологических трубопроводов в зависимости от давления?

2. Назовите виды технологических трубопроводов в зависимости от рода транспортируемого продукта?

3. Какие встречаются виды технологических трубопроводов в зависимости от степени агрессивности транспортируемой среды?

4. Какие бывают виды технологических трубоповодов в зависимости от места их расположения?

Все материалы раздела «Общие сведения» :

● Условия работы трубопроводов

● Условные проходы и давления

● Основы расчета трубопроводов

● Виды, группы и категории трубопроводов

shkval-antikor.ru

Технологические трубопроводы

К технологическим трубопроводам относятся трубопроводы в пределах нефтебаз и складов нефтепродуктов, по которым транспортируются нефть и нефтепродукты, масла, реагенты, пар, вода, топливо, обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования, а также нефтепродуктопроводы, по которым производится отпуск нефтепродуктов близлежащим организациям, находящиеся на балансе нефтебаз (между нефтебазой и НПЗ, наливными причалами, отдельно стоящими железнодорожными и автоэстакадами и др.).

Устройство и эксплуатация технологических трубопроводов в составе нефтебаз и складов нефтепродуктов осуществляются в соответствии с требованиями по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов, устройству и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

Организации, осуществляющие эксплуатацию технологических трубопроводов (нефтебазы, склады нефтепродуктов), несут ответственность за правильную и безопасную эксплуатацию трубопроводов, контроль за их работой, своевременное и качественное проведение ревизии и ремонта.

Проектной организацией должны быть определены расчетный срок службы, категории и группы трубопроводов.

Для транспортирования нефти и нефтепродуктов должны применяться только стальные технологические трубопроводы. Применение труб из стекла и других хрупких материалов, а также из сгораемых и трудносгораемых материалов (фторопласт, полиэтилен, винипласт и др.) не допускается.

Трубопроводы для складов ГСМ авиапредприятий должны изготавливаться из низкоуглеродистой стали и иметь внутреннее антикоррозионное покрытие, нанесенное в заводских условиях. Эти трубопроводы также должны иметь наружное антикоррозионное покрытие, а при подземной прокладке - катодную защиту от блуждающих токов.

Трубопроводы для ПВКЖ должны выполняться только из нержавеющей стали.

Не допускается применение в конструкциях трубопроводов авиатопливообеспечения материалов из медных и кадмиевых сплавов и оцинкованной стали.

В зависимости от коррозионной активности перекачиваемого нефтепродукта и расчетного срока эксплуатации толщину стенки трубопровода следует определять с поправкой на коррозионный износ.

Технологические трубопроводы с нефтью и нефтепродуктами, прокладываемые на территории нефтебаз, должны быть надземными на несгораемых конструкциях, эстакадах, стойках и опорах.

Надземные технологические трубопроводы, прокладываемые на отдельных опорах, эстакадах, следует размещать на расстоянии не менее 3 м от стен зданий с проемами и не менее 0,5 м от стен зданий без проемов.

Технологические трубопроводы должны выполняться из электросварных и бесшовных труб, в том числе с антикоррозионным покрытием. Выбор материалов труб и способа изготовления должен приниматься в зависимости от свойств перекачиваемой среды и рабочих параметров.

Соединения трубопроводов между собой должны выполняться сварными. При перекачке по трубопроводам застывающих нефтепродуктов, а также в местах установки арматуры и технологического оборудования допускается применять фланцевые соединения с прокладками из несгораемых материалов.

На технологических трубопроводах большого диаметра и большой протяженности при возможности повышения давления при нагреве от различных источников энергии (солнечная радиация и др.) должны устанавливаться предохранительные клапаны, сбросы от которых должны направляться в закрытые системы (дренажные или аварийные емкости).

Необходимость в установке предохранительных клапанов, их диаметр и пропускная способность определяются проектной организацией.

На технологических трубопроводах не должно быть тупиковых участков, застойных зон.

В самых низких точках трубопроводов должны быть выполнены дренажные устройства с запорной арматурой.

Прокладка трубопроводов для нефти и нефтепродуктов должна производиться с уклоном для возможности их опорожнения при остановках, при этом уклоны для трубопроводов следует принимать не менее:

- для светлых нефтепродуктов - 0,2%;

- для высоковязких и застывающих нефтепродуктов - в зависимости от конкретных свойств и особенностей, протяженности и условий прокладки - 2%.

Подвод инертного газа или пара для продувки трубопроводов должен производиться в начальных и конечных точках трубопровода. Для этого должны быть предусмотрены штуцеры с арматурой и заглушкой.

Трубопроводы для перекачки вязких продуктов должны иметь наружный обогрев. В качестве теплоносителей могут быть использованы пар, промтеплофикационная вода и электрообогрев. В случае применения электрообогрева с помощью ленточных нагревателей последние должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении.

. На вводах технологических трубопроводов нефти и нефтепродуктов к объектам (резервуарным паркам, насосным, ж.д. и автоэстакадам, причальным сооружениям) должна устанавливаться запорная арматура. Управление приводами запорной арматуры следует принимать дистанционным из операторной и ручным по месту установки.

Узлы задвижек следует располагать вне обвалования (ограждающей стенки) групп или отдельно стоящих резервуаров, кроме задвижек, установленных в соответствии с п. 2.6.41.

На обвязочных трубопроводах установка и расположение запорной арматуры должны обеспечивать возможность перекачки нефтепродукта из резервуара в резервуар в случае аварийной ситуации.

В технологических схемах мазутных хозяйств должны применяться стальные бесшовные и электросварные прямошовные трубы, изготовленные из спокойных углеродистых и низколегированных сталей.

Допускается применение импортных труб, поставляемых в комплекте с теплоэнергетическими агрегатами и технологическими линиями, имеющих сертификат соответствия и разрешение на их применение, оформленное в установленном порядке.

Для компенсации температурных деформаций трубопроводов в мазутных хозяйствах следует использовать самокомпенсацию за счет поворотов и изгибов трассы или предусматривать установку специальных компенсирующих устройств (П-образных компенсаторов).

Применение сальниковых, линзовых и волнистых компенсаторов в системах мазутного хозяйства не допускается.

На всех мазутопроводах, паропроводах и конденсатопроводах мазутных хозяйств тепловых электростанций должна применятся только стальная арматура. Не допускается применение арматуры из ковкого и серого чугуна и цветных металлов.

Запорная арматура, устанавливаемая на продуктовых трубопроводах, должна быть выполнена в соответствии с установленными требованиями к классу герметичности затворов трубопроводной запорной арматуры.

Запорная арматура, установленная на трубопроводах с условным диаметром более 400 мм, должна иметь механический привод (электро-, пневмо- и гидроспособами действия).

Арматуру массой более 500 кг следует располагать на горизонтальных участках, при этом предусматривать вертикальные опоры.

Конструкция уплотнений, сальниковые набивки, материалы прокладок и монтаж фланцевых соединений должны обеспечивать необходимую степень герметичности в течение межремонтного периода эксплуатации технологической системы.

Капитальный ремонт электроприводов арматуры во взрывозащищенном исполнении должен производиться в специализированных организациях.

Прокладка сборных коллекторов в пределах обвалования группы резервуаров с единичной емкостью более 1000 м3 не разрешается. Указанное ограничение не распространяется на случаи, когда обеспечивается возможность тушения каждого резервуара пеноподъемниками, установленными на передвижной пожарной технике для резервуаров единичной емкостью 3000 м3 и менее.

studfiles.net

Лекция 3. «Основные составные части нефте-, газо- и продуктопроводов»

    1. Классификация магистральных трубопроводов

В соответствии с российскими строительными нормами трубопро­воды для добычи и транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов подразделяются на четыре группы:

  • промысловые трубопроводы;

  • технологические трубопроводы;

  • магистральные трубопроводы;

  • распределительные трубопроводы.

      1. Промысловые трубопроводы

Промысловые трубопроводы прокладываются от скважин к установкам подготовки газа, газового конденсата или нефти на промыслах. Они служат для сбора продуктов скважин и их транспортировки на установки комплексной подготовки газа (УКПГ) или установки комплексной подготовки нефти (УКПН), а также для подачи очищенного газа, ингибитора и сточных вод под большим давлением в нефтяные скважины. Обычно диаметры промысловых трубопроводов составляют 100—200мм; диаметр промыслового коллектора — 500—1000 мм. Давления в промысловых трубопроводах достигают 32 МПа (320 кгс/см2) и более.

      1. Технологические трубопроводы

Технологические трубопроводы прокладываются на территории УКПГ и УКПН и предназначены для соединения между собой технологического оборудования, на котором осуществляется очистка нефти или газа от механических примесей, воды и других компонентов.

      1. Магистральные трубопроводы

Магистральные трубопроводы предназначены для дальней транспортировки подготовленных на промысловых сооружениях нефти, газа, газового конденсата. Кроме того, магистральный трубопровод прокладывается от газоперерабатывающих и нефтеперерабатывающих (нефтепродуктопровод) заводов до районов их потребления. Диаметры магистральных трубопроводов могут быть от 200 до 1400 мм, рабочие давления в них могут составлять от 2,5 МПа (25 кгс/см2) до 10,0 МПа (100 кгс/см2).

      1. Распределительные трубопроводы

Распределительные трубопроводы прокладываются от магистральных трубопроводов к местам непосредственного потребления газа или нефтепродуктов. Диаметр таких трубопроводов обычно составляет 100—300 мм, рабочие давления не превышают 1,2 МПа (12 кгс/см2).

      1. Классификация трубопроводов и их участков по сложности строительства

В соответствии со СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы» магистральные газопроводы подразделяются на два класса в зависимости от рабочего давления:

• I класс — рабочее давление свыше 2,5 МПа (25 кгс/см2) до 10,0 МПа (100 кгс/см2) включительно;

• II класс — рабочее давление свыше 1,2 МПа (12 кгс/см2) до 2,5 МПа (25 кгс/см2) включительно.

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:

• I класс — диаметр свыше 1000 мм до 1200 мм включительно;

• II класс — диаметр свыше 500 мм до 1000 мм включительно;

• III класс — свыше 300 мм до 500 мм включительно;

• IV класс — 300 мм и менее.

В зависимости от класса трубопровода выбираются безопасные расстояния от трубопровода до строений и сооружений при проектировании.

Наряду с этой классификацией для трубопроводов и их участков установлены категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик (выбора коэффициента условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность), объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления. В соответствии со СНиП 2.05.06-85* приняты пять категорий трубопроводов и их участков: В, I, II, III, IV; наиболее высокой категорией является «В», наименьшей – «IV». Чем выше категория трубопровода, тем больше принимается объем контроля сварных соединений, выше испытательное давление, меньше коэффициент условий работы трубопровода.

К категории «В» относятся: переходы нефтепровода и нефтепродуктопровода диаметром 1000 мм и более через судоходные водные преграды и несудоходные шириной зеркала воды 25 м и более; газопроводы внутри зданий компрессорных станций (КС), подземных хранилищ газа (ПХГ), газораспределительных станций (ГРС), нефтеперекачивающих станций (НПС) и др.

К участкам IV категории относятся трубопроводы, проходящие по равнинной местности, в устойчивых грунтах, вдали от строений и сооружений.

Необходимость в такой классификации объясняется различием условий, в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности и возможными последствиями в случае разрушения трубопровода. Так, если газопровод или нефтепровод разрушится на равнинной местности, вдали от строений и сооружений и водоемов, то ущерб будет минимальным, а если газопровод разрушится на территории КС или нефтепровод на пересечении водотока, то ущерб будет значительный. Поэтому к таким участкам трубопровода предъявляются более жесткие требования, чем к остальным.

studfiles.net

Технологические трубопроводы - стр. 3

2.8. Технологические трубопроводы

2.8.1. К технологическим трубопроводам относятся трубопроводы в пределах нефтебаз и складов нефтепродуктов, по которым транспортируются нефть и нефтепродукты, масла, реагенты, пар, вода, топливо, обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования, а также нефтепродуктопроводы, по которым производится отпуск нефтепродуктов близлежащим организациям, находящиеся на балансе нефтебаз (между нефтебазой и НПЗ, наливными причалами, отдельно стоящими железнодорожными и автоэстакадами и др.).

2.8.2. Устройство и эксплуатация технологических трубопроводов в составе нефтебаз и складов нефтепродуктов осуществляются в соответствии с требованиями по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов, устройству и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

2.8.3. Организации, осуществляющие эксплуатацию технологических трубопроводов (нефтебазы, склады нефтепродуктов), несут ответственность за правильную и безопасную эксплуатацию трубопроводов, контроль за их работой, своевременное и качественное проведение ревизии и ремонта.

2.8.4. Проектной организацией должны быть определены расчетный срок службы, категории и группы трубопроводов.

2.8.5. Для транспортирования нефти и нефтепродуктов должны применяться только стальные технологические трубопроводы.

Применение труб из стекла и других хрупких материалов, а также из сгораемых и трудносгораемых материалов (фторопласт, полиэтилен, винипласт и др.) не допускается.

2.8.6. Трубопроводы для складов ГСМ авиапредприятий должны изготавливаться из низкоуглеродистой стали и иметь внутреннее антикоррозионное покрытие, нанесенное в заводских условиях. Эти трубопроводы также должны иметь наружное антикоррозионное покрытие, а при подземной прокладке - катодную защиту от блуждающих токов.

2.8.7. Трубопроводы для ПВКЖ должны выполняться только из нержавеющей стали.

2.8.8. Не допускается применение в конструкциях трубопроводов авиатопливообеспечения материалов из медных и кадмиевых сплавов и оцинкованной стали.

2.8.9. В зависимости от коррозионной активности перекачиваемого нефтепродукта и расчетного срока эксплуатации толщину стенки трубопровода следует определять с поправкой на коррозионный износ.

2.8.10. Технологические трубопроводы с нефтью и нефтепродуктами, прокладываемые на территории нефтебаз, должны быть надземными на несгораемых конструкциях, эстакадах, стойках и опорах.

2.8.11. Надземные технологические трубопроводы, прокладываемые на отдельных опорах, эстакадах, следует размещать на расстоянии не менее 3 м от стен зданий с проемами и не менее 0,5 м от стен зданий без проемов.

2.8.12. Технологические трубопроводы должны выполняться из электросварных и бесшовных труб, в том числе с антикоррозионным покрытием. Выбор материалов труб и способа изготовления должен приниматься в зависимости от свойств перекачиваемой среды и рабочих параметров.

2.8.13. Соединения трубопроводов между собой должны выполняться сварными. При перекачке по трубопроводам застывающих нефтепродуктов, а также в местах установки арматуры и технологического оборудования допускается применять фланцевые соединения с прокладками из несгораемых материалов.

2.8.14. На технологических трубопроводах большого диаметра и большой протяженности при возможности повышения давления при нагреве от различных источников энергии (солнечная радиация и др.) должны устанавливаться предохранительные клапаны, сбросы от которых должны направляться в закрытые системы (дренажные или аварийные емкости).

2.8.15. Необходимость в установке предохранительных клапанов, их диаметр и пропускная способность определяются проектной организацией.

2.8.16. На технологических трубопроводах не должно быть тупиковых участков, застойных зон.

В самых низких точках трубопроводов должны быть выполнены дренажные устройства с запорной арматурой.

2.8.17. Прокладка трубопроводов для нефти и нефтепродуктов должна производиться с уклоном для возможности их опорожнения при остановках, при этом уклоны для трубопроводов следует принимать не менее:

для светлых нефтепродуктов - 0,2 %;

для высоковязких и застывающих нефтепродуктов - в зависимости от конкретных свойств и особенностей, протяженности и условий прокладки - 2 %.

2.8.18. Подвод инертного газа или пара для продувки трубопроводов должен производиться в начальных и конечных точках трубопровода. Для этого должны быть предусмотрены штуцеры с арматурой и заглушкой.

2.8.19. Трубопроводы для перекачки вязких продуктов должны иметь наружный обогрев. В качестве теплоносителей могут быть использованы пар, промтеплофикационная вода и электрообогрев. В случае применения электрообогрева с помощью ленточных нагревателей последние должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении.

2.8.20. На вводах технологических трубопроводов нефти и нефтепродуктов к объектам (резервуарным паркам, насосным, ж.-д. и автоэстакадам, причальным сооружениям) должна устанавливаться запорная арматура. Управление приводами запорной арматуры следует принимать дистанционным из операторной и ручным по месту установки.

2.8.21. Узлы задвижек следует располагать вне обвалования (ограждающей стенки) групп или отдельно стоящих резервуаров, кроме задвижек, установленных в соответствии с п.2.6.41.

2.8.22. На обвязочных трубопроводах установка и расположение запорной арматуры должны обеспечивать возможность перекачки нефтепродукта из резервуара в резервуар в случае аварийной ситуации.

2.8.23. В технологических схемах мазутных хозяйств должны применяться стальные бесшовные и электросварные прямошовные трубы, изготовленные из спокойных углеродистых и низколегированных сталей.

2.8.24. Допускается применение импортных труб, поставляемых в комплекте с теплоэнергетическими агрегатами и технологическими линиями, имеющих сертификат соответствия и разрешение на их применение, оформленное в установленном порядке.

2.8.25. Для компенсации температурных деформаций трубопроводов в мазутных хозяйствах следует использовать самокомпенсацию за счет поворотов и изгибов трассы или предусматривать установку специальных компенсирующих устройств (П-образных компенсаторов).

2.8.26. Применение сальниковых, линзовых и волнистых компенсаторов в системах мазутного хозяйства не допускается.

2.8.27. На всех мазутопроводах, паропроводах и конденсатопроводах мазутных хозяйств тепловых электростанций должна применятся только стальная арматура. Не допускается применение арматуры из ковкого и серого чугуна и цветных металлов.

2.8.28. Запорная арматура, устанавливаемая на продуктовых трубопроводах, должна быть выполнена в соответствии с установленными требованиями к классу герметичности затворов трубопроводной запорной арматуры.

2.8.29. Запорная арматура, установленная на трубопроводах с условным диаметром более 400 мм, должна иметь механический привод (электро-, пневмо- и гидроспособами действия).

2.8.30. Арматуру массой более 500 кг следует располагать на горизонтальных участках, при этом предусматривать вертикальные опоры.

2.8.31. Конструкция уплотнений, сальниковые набивки, материалы прокладок и монтаж фланцевых соединений должны обеспечивать необходимую степень герметичности в течение межремонтного периода эксплуатации технологической системы.

2.8.32. Капитальный ремонт электроприводов арматуры во взрывозащищенном исполнении должен производиться в специализированных организациях.

2.8.33. Прокладка сборных коллекторов в пределах обвалования группы резервуаров с единичной емкостью более 1000 м не разрешается. Указанное ограничение не распространяется на случаи, когда обеспечивается возможность тушения каждого резервуара пеноподъемниками, установленными на передвижной пожарной технике для резервуаров единичной емкостью 3000 м и менее.

2.9. Насосные установки и станции

2.9.1. Под понятием насосной установки следует понимать один насос или группу насосов с числом менее или равным трем, которые удалены друг от друга на расстояние не более 3 м. Насосные установки (станции) нефти и нефтепродуктов могут быть закрытыми (в зданиях) и открытыми (под навесами).

2.9.2. В открытых насосных станциях, расположенных под навесами, площадь устраиваемых в них боковых ограждений должна составлять не более 50 % общей площади закрываемой стороны (считая по высоте от пола до выступающей части перекрытия или покрытия насосной).

Защитные боковые ограждения открытых насосных должны быть несгораемыми и по условиям естественной вентиляции не доходить до пола и покрытия (перекрытия) насосной не менее чем на 0,3 м.

2.9.3. Система защиты насосов и материальное исполнение насоса и его деталей должны обеспечивать безопасную эксплуатацию на весь срок службы.

Для перекачивания (нагнетания) легковоспламеняющихся жидкостей применяются центробежные бессальниковые насосы с двойным торцевым, а в обоснованных случаях - с одинарным торцевым и дополнительным уплотнением.

В качестве затворной жидкости должны использоваться негорючие или нейтральные к перекачиваемой среде жидкости.

Не допускается применение поршневых насосов в системах централизованной заправки самолетов (ЦЗС) в аэропортах.

При контейнерной поставке для складов ГСМ авиапредприятий зарубежных аналогов противообледенительной жидкости должны быть применены насосные агрегаты, тип которых выбирается в зависимости от технических характеристик поставляемой жидкости и необходимости сохранения ее физико-химических свойств при перекачке.

2.9.4. На нагнетательном трубопроводе должна быть предусмотрена установка обратного клапана для предотвращения перемещения транспортируемых веществ обратным ходом.

2.9.5. Ограничение максимальной скорости налива ЛВЖ и ГЖ до безопасных пределов должно обеспечиваться перепуском части нефтепродукта во всасывающий трубопровод насоса.

2.9.6. Насосы оснащаются системами сигнализации и блокировок, обеспечивающими их безопасную эксплуатацию в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей по техническому обслуживанию и эксплуатации, нормативно-технической документацией.

2.9.7. Насосы, перекачивающие нефть и нефтепродукты, независимо от места их установки должны иметь местное и дистанционное управления.

2.9.8. На линиях всасывания и нагнетания насосов должны предусматриваться запорные или отсекающие устройства, как правило, с дистанционным управлением. Обустройство дистанционного отключения участков трубопроводов принимается проектной организацией в каждом конкретном случае в зависимости от диаметра и протяженности трубопровода, характеристики транспортируемой среды.

2.9.9. Для вновь проектируемых и реконструируемых нефтебаз должен быть обеспечен мониторинг за работой насосного оборудования, в том числе за уровнем вибрации.

2.9.10. Пускать в работу и эксплуатировать центробежные насосы при отсутствии ограждения на подвижных частях запрещается.

2.9.11. Запрещается эксплуатация насоса с неисправными манометрами.

2.9.12. В насосных станциях полы должны быть выполнены из негорючих и стойких к воздействию нефтепродуктов материалов. В полах должны располагаться дренажные лотки. Лотки должны быть надлежащим образом закрыты, их дно и стенки должны быть непроницаемыми для воды и нефтепродуктов. Лотки должны быть соединены с канализацией через гидрозатворы и иметь постоянный уклон в ее сторону. Насосные станции должны быть оборудованы системой горячего водоснабжения с температурой воды не более 60 °С.

2.9.13. В открытых насосных станциях должен быть предусмотрен обогрев полов. Устройства, обогревающие пол, должны обеспечивать на поверхности пола насосной температуру не ниже 5 °С при расчетной средней температуре наиболее холодной пятидневки.

2.9.14. Размещение насосных следует выполнять в соответствии с требованиями строительных норм и правил и соблюдением противопожарных норм для складов нефти и нефтепродуктов. Насосы и трубопроводы в насосных должны быть расположены так, чтобы было удобно производить их обслуживание, ремонт и осмотр.

2.9.15. Для проектируемых и реконструируемых нефтебаз запрещается строительство заглубленных насосных станций.

2.9.16. Установка насосов, перекачивающих высоковязкие, обводненные или застывающие при температуре наружного воздуха продукты на открытых площадках, должна быть выполнена с соблюдением условий, обеспечивающих непрерывность работы, теплоизоляцию или обогрев насосов и трубопроводов, наличия систем продувки или промывки насосов и трубопроводов.

2.9.17. Подача мазута в котельные отделения должна производиться центробежными насосами. В системе мазутного хозяйства теплоэлектростанций допускается применение винтовых, ротационных и поршневых насосов.

2.9.18. Двухступенчатая схема подачи мазута на сжигание должна предусматривать возможность работы любого насоса 1 ступени, подогревателя, фильтра тонкой очистки с любым насосом 2 ступени.

2.9.19. На трубопроводах дренажей и воздушников от мазутопроводов системы мазутного хозяйства теплоэлектростанций с рабочим давлением 2,5 МПа и более следует предусматривать установку двух запорных устройств, расположенных последовательно.

2.9.20. Подогреватели мазута должны размещаться вне помещений - на открытых бетонированных площадках, имеющих уклон в стороны колодцев (трапов) для сбора ливневых вод, и оборудоваться стационарной кран-балкой.

2.9.21. Корпуса насосов, перекачивающих ЛВЖ и ГЖ, должны быть заземлены независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами.

2.9.22. В насосных станциях для контроля загазованности по предельно допустимой концентрации и нижнему концентрационному пределу взрываемости должны устанавливаться средства автоматического газового анализа с сигнализацией, срабатывающей при достижении предельно допустимых величин. Все случаи загазованности должны фиксироваться приборами.

Места установки и количество датчиков или пробоотборных устройств определяются в проекте.

2.9.23. В помещении насосной должна быть обеспечена исправная и постоянно действующая работа вентиляционных устройств.

При неисправности и выключенной вентиляции работа насосов не допускается.

2.9.24. Помещения насосной должны быть оборудованы грузоподъемными устройствами для ремонта оборудования, электрооборудование которых по исполнению должно соответствовать категории и группе взрывоопасной смеси и классу взрывоопасной зоны в соответствии с требованиями устройства электроустановок.

2.9.25. Каждый насосный агрегат должен иметь паспорт, в который заносятся все сведения по ремонту и замене комплектующих частей. В документации агрегата должен быть указан расчетный срок эксплуатации.

2.9.26. Монтаж, наладку и испытания насосов следует производить согласно проекту и инструкции завода)изготовителя.

2.10. Системы улавливания паров

2.10.1. Для проектируемых и реконструируемых объектов по приему, хранению и отгрузке светлых нефтепродуктов с упругостью паров выше 500 мм рт. ст. в составе резервуарных парков, сливоналивных железнодорожных и автомобильных эстакад рекомендуется предусматривать стационарные установки организованного сбора и утилизации парогазовой фазы.

2.10.2. Компоновка основного оборудования улавливания паров должна предусматривать блочно-модульный метод монтажа.

Оборудование может размещаться в непосредственной близости от объектов (резервуарных парков, ж.-д. и автоэстакад) в зданиях или на открытых площадках под навесом, вне обвалования резервуарных парков и ж.-д. эстакад и площадок автоэстакад.

Электрооборудование и приборы управления, непосредственно не связанные с основным оборудованием, должны размещаться вне взрывоопасной зоны.

2.10.3. Для защиты аппаратов системы улавливания паров от превышения давления при необходимости должны быть предусмотрены предохранительные устройства. Выбор и расчет устройств производится в соответствии с установленными требованиями к устройству сосудов, работающих под давлением.

2.10.4. При использовании в составе установки абсорбера по поглощению паров должен быть предусмотрен дублирующий аппарат, включающийся в работу при снижении эффективности по улавливанию, определяемой по повышению температуры в системе или понижению давления.

2.10.5. Устройство резервуара для сбора выделяющихся паров должно обеспечивать возможность изменения объема паров при их закачке и откачке.

2.10.6. Резервуар для сбора паров должен быть оборудован предохранительным клапаном, огнепреградителем, приборами контроля и противоаварийной защиты.

2.10.7. При использовании в системе сбора вакуумного жидкостно-кольцевого насоса последний должен соответствовать требованиям стандарта к безопасному устройству и эксплуатации компрессоров и вакуумных жидкостно-кольцевых насосов. Жидкость с линии нагнетания и из уплотнений должна направляться обратно в систему сбора.

2.10.8. Оборудование и трубопроводы, применяемые в установке по улавливанию паров с системой захолаживания, должны соответствовать требованиям к устройству и безопасной эксплуатации холодильных систем.

2.10.9. Исполнение по взрывозащите электрооборудования, входящего в состав системы улавливания и размещаемого во взрывоопасной зоне, должно соответствовать категории и группе взрывоопасной смеси и классу взрывоопасной зоны.

2.10.10. При применении сепаратора на установке улавливания должна быть выполнена система автоматической откачки конденсата с направлением последнего в специальную сборную емкость.

2.11. Регенерация отработанных нефтепродуктов

2.11.1. Для рационального использования отработанных нефтепродуктов и снижения отрицательного воздействия их на окружающую среду могут быть предусмотрены установки регенерации.

2.11.2. Кратность воздухообмена при вентилировании установок регенерации должна составлять 12 воздухообменов в час.

2.11.3. Содержание паров масел в воздухе помещений установок регенерации должно составлять не более 5,0 мг/м.

2.11.4. Температура разогрева отработанных нефтепродуктов должна быть на 25 °С ниже температуры вспышки паров входящего в их состав компонента с наименьшей температурой вспышки паров. Слив нефтепродуктов во время их подогрева не допускается.

2.11.5. Разогрев отработанных нефтепродуктов, поступающих в бочках, допускается производить паром с давлением не выше 0,05-0,1МПа.

2.11.6. Перекачка отработанных и регенерированных масел должна осуществляться отдельными насосами.

2.11.7. Отходы, образующиеся на регенерационных установках (фильтровальные материалы, реагенты и пр.), должны удаляться в соответствии с санитарными правилами о порядке накопления, транспортировки, обезвреживания и захоронения токсичных промышленных отходов.

2.11.8. При подготовке к ремонту установок по регенерации отработанных нефтепродуктов оборудование должно быть очищено от продукта, обезврежено от кислоты, щелочи и прочих вредных веществ и при необходимости промыто, продуто паром или инертным газом.

2.11.9. Безопасность при эксплуатации установок регенерации отработанных нефтепродуктов должна соблюдаться в соответствии с технической документацией на установку, оборудование и настоящими Правилами.

III. Требования промышленной безопасности к техническим системам обеспечения

3.1. Системы контроля, управления, автоматизации и противоаварийной защиты

3.1.1. Системы автоматического контроля и управления технологическими процессами, поставляемые комплектно с оборудованием или разрабатываемые и внедряемые по планам строительства и реконструкции действующих нефтебаз и складов нефтепродуктов, должны отвечать требованиям промышленной безопасности.

3.1.2. При определении объема и уровня автоматизации управления технологическими процессами, а также потребности в средствах автоматизации следует руководствоваться требованиями промышленной безопасности к системам контроля и автоматизации, нормативными документами технологического проектирования организаций по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз), проектированию железнодорожных сливоналивных эстакад легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов, проектированию автоматизированных установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны.

3.1.3. Перечень предусмотренных проектом блокировок и сигнализации с указанием уставок срабатывания утверждается техническим руководителем нефтебазы, склада нефтепродуктов.

3.1.4. Размещение электрических средств и систем управления, контроля, противоаварийной защиты, связи и оповещения во взрывопожароопасных зонах производственных помещений и наружных установок должно соответствовать требованиям действующих правил устройства электроустановок.

3.1.5. Системы управления, контроля, противоаварийной защиты, связи и оповещения должны быть размещены в местах, удобных и безопасных для обслуживания.

3.1.6. Приборы контроля и автоматизации, устанавливаемые на открытом воздухе, исполнение которых не соответствует климатическим условиям площадки, должны размещаться в закрытых обогреваемых шкафах.

3.1.7. Система автоматического управления и контроля технологическими процессами нефтебазы должна осуществляться централизованно из одного пункта - операторной или диспетчерской. Размещение пункта управления должно соответствовать требованиям правил устройства электроустановок.

3.1.8. В помещении управления должна предусматриваться световая и звуковая сигнализация о загазованности производственных помещений и территории управляемого объекта.

3.1.9. Запрещаются ведение технологических процессов и работа оборудования с неисправными или отключенными приборами, входящими в системы контроля и управления.

3.1.10. На период замены элементов системы контроля и управления допускается проведение технологических операций в ручном режиме. При этом действия обслуживающего персонала должны быть отражены в инструкции по эксплуатации.

3.1.11. В системах контроля, управления и противоаварийной защиты, связи и оповещения запрещается использовать приборы, устройства и другие элементы, отработавшие срок службы или имеющие просроченную дату поверки.

3.1.12. Методы измерений, контроля измерительных средств и диагностирования их неисправностей должны быть стандартизированы и обеспечивать заданную точность измерения необходимых технологических параметров, установленных проектом.

3.1.13. При осуществлении технологических операций при хранении и перекачке нефтепродуктов значения предельных параметров устанавливаются в технологическом регламенте (карте) на эти операции и утверждаются техническим руководством.

3.1.14. Технологические системы мазутного хозяйства должны оснащаться средствами контроля параметров, обеспечивающих взрывобезопасность процесса, с регистрацией показаний и предварительной сигнализацией их значений, а также средствами автоматического регулирования, системами технологических блокировок и противоаварийной (технологической) защиты согласно методическим указаниям по объему технологических измерений, сигнализации и автоматического регулирования на тепловых электростанциях.

3.1.15. Все средства измерений подлежат поверке (калибровке). Порядок проведения поверки средств измерения производится в соответствии с правилами по метрологии.

refdb.ru