Какое свойство нефти используют для перекачки по нефтепроводу
На технологию транспорта и хранения нефтей в той или иной мере влияют их физические свойства (плотность, вязкость), испаряемость пожаровзрывоопасность, электризация, токсичность.
Плотность нефтей при 20 °С колеблется в пределах от 760 до 940 кг/м:! (табл. 12.3). С увеличением температуры она уменьшается по закону прямой (рис. 12.2). От правильного определения плотности нефти в резервуарах зависит точность ее учета, а в конечном счете -прибыль предприятия.
Рис. 12.2. Зависимость плотности нефти от температуры
Таблицы 12.3 Основныепараметры нефтей России
| Нефтеперерабатывающий район | Плотность при20°С, кг/м3 | Кинематическая вязкость при 20 “С, мм2/с | Температура застывания, °С | Содержание парафина, % |
| Республики: Башкортостан | 846+918 | 6.7+89.8 | -21 +-70 | 2.1+6.8 |
| Дагестан | 802+886 | 10.4+48.7 | -24+- 13 | 5.7+25.5 |
| Коми | 822+849 | 6.2+13.8 | -10+-40 | 2.0+10.4 |
| Татарстан | 846+910 | 8.7+98.3 | -30+-52 | 3.5+5.1 |
| Чечня | 789+924 | 3.0+163.4 | -4+-60 | 0.8+8.5 |
| Области: Астраханская | 762+879 | 1.3+13.6 | -40+30 | 3.8+26.0 |
| Волгоградская | 798+923 | 3.0+163.4 | -60+-4 | 0.8+8.5 |
| Куйбышевская | 790+882 | 2.5+27.1 | -34+9 | 2.9+10.2 |
| Оренбургская | 808+933 | 4.2+57.4 | -56+- 15 | 1.8+7.1 |
| Пермская | 802+960 | 4.2+161.8 | -60+- 13 | 2.0+10.4 |
| Саратовская | 819+847 | 5.3+36.3 | 0+16 | 6.6+10.4 |
| Края: Краснодарский | 771+938 | 1.6+310.3 | -54+3 | 0.5+8.3 |
| Ставропольский | 803+862 | 5.3+11.7 | 4+29 | 6.5+23.6 |
Для определения плотности в лабораторных условиях, как правило, пользуются ареометром (рис. 12.3). Он представляет собой стеклянный поплавок с проградуированной шкалой. С целью повышения точности измерений применяют набор ареометров под различные интервалы значений плотности.
Вязкость – один из важнейших параметров нефти. От нее зависит выбор технологии перекачки, энергозатраты на транспортировку нефти и др.
Для жидкости, заполняющей трубопровод диаметром Д и длиной L, условие равномерного движения под действием перепада давления АР имеет вид
где т – касательные напряжения на стенке.
Отсюда необходимый перепад давления для осуществления перекачки равен
т.е. прямо пропорционален величине касательных напряжений.
Характер изменения величины т в зависимости от градиента скорости сдвига 5=320/(яД:|) в трубопроводе показан на рис. 12.4.
Как видно из рисунка, по характеру зависимости т от S (ее называют кривой течения)все типы жидкостей (в том числе и нефти) делятся на два класса: ньютоновские 1 и неньютоновские (пластичные 2, псевдопластичные 3 и дилатантные 4). Мы привыкли иметь дело с ньютоновскими жидкостями (вода, светлые нефтепродукты, маловязкие нефти и т.п.), для которых зависимость т от S имеет вид прямой линии, выходящей из начала координат. Тангенс угла наклона этой прямой, определяемый как отношение т/S, есть динамическая вязкостьц. Для ньютоновских жидкостей она не зависит от градиента скорости сдвига.
Применительно к неньютоновским жидкостям введено понятие эффективной динамической вязкостиц . Определяют ее следующим образом. Вычисляют градиент скорости сдвига S для условий перекачки (по заданным Д и Q), восстанавливают перпендикуляр до пересечения с соответствующей кривой течения, соединяют точку пересечения с началом координат и вычисляют величину т/S при данном градиенте скорости сдвига.
Делением ц (или ц:р) на плотность жидкости р при данной температуре находят ее кинематическуюv (или эффективную кинематическую v ) вязкость. Все гидравлические расчеты обычно ведут с использованием этой величины.
Для ньютоновских жидкостей величина кинематической вязкости может быть определена непосредственно, например, с использованием капиллярного вискозиметра Пинкевича (рис. 12.5). Вискозиметр представляет собой U-образную стеклянную конструкцию, в которой колено А является измерительным, а колено Б -вспомогательным. Колено А состоит из капилляра 1 и двух расширений 2,3, а колено Б из трубки 4 с соском 5 и расширения 6. Вискозиметр заполняется исследуемой жидкостью под вакуумом, создаваемым с помощью резиновой груши, присоединяемой к соску 5. Затем, создавая той же грушей давление на свободную поверхность жидкости в расширении 6, заполняют расширения 2, 3. После этого вискозиметр готов к работе. Для определения кинематической вязкости с помощью секундомера измеряют время t, в течение которого свободно текущая жидкость опускается от сечения М, до сечения М2, а затем это время умножают на величину K(g/gn), где к-постоянная вискозиметра, определяемая на эталонной жидкости, см2/с2; g – ускорение силы тяжести в месте измерения вязкости (для Уфы g = 981,56 см/с2); gn – нормальное ускорение силы тяжести, g(i = 980,7 см/с2.
| Рис. 12.5. Капилярный вискозиметр Пинкевича: 1 – капилляр; 2,3 – расширения; 4 – трубка; 5 – сосок; 6 – расширение |
Капиллярные вискозиметры Пинкевича выпускаются с различными диаметрами капилляра (мм): 0,4; 0,6; 0,8; 1,0; 1,2; 1,5; 2,0; 2,5; 3,0; 3,5; 4,0. Для определения кинематической вязкости нефти при заданной температуре выбирают вискозиметр с таким расчетом, чтобы время истечения нефти было не менее 15с.
На рис. 12.6 приведены вискограммы нефтей различной вязкости. Как видно, зависимость v от Т имеет экспоненциальный характер.
Вязкость нефтей России при 20 °С в 1.3-310.3 раз превышает вязкость воды. Величина вязкости предопределяет способ транспортировки нефтей по трубопроводам. Маловязкие нефти перекачивают при температуре окружающей среды без предварительной обработки, а высоковязкие нефти перекачивают одним из следующих способов: в смеси с маловязкими разбавителями, после предварительной механической или термической обработки, с предварительным подогревом и др. (подробнее эти способы рассмотрены ниже).
Температура застывания имеет существенное значение для транспортирования нефти, так как по мере приближения к ней фактической температуры жидкости затрудняется или становится невозможным ее перемещение. Переход нефти из одного агрегатного состояния в другое совершается не при одной постоянной температуре, а в некотором интервале их значений. Поэтому температура застывания является условной величиной. Она зависит главным образом от химического состава нефти и от содержания в ней парафина и смол.
Температурой застывания нефти принято считать температуру, при которой нефть, налитая в пробирку стандартных размеров, остается неподвижной в течение одной минуты при наклоне пробирки под углом 45 °.
Температура застывания маловязких нефтей составляет до -25 °С и поэтому их можно транспортировать при температуре окружающей среды. С увеличением содержания парафина температура застывания увеличивается. Для нефтей полуострова Мангышлак она доходит до +30 °С. Их можно перекачивать только специальными методами.
Испаряемость – свойство нефтей и нефтепродуктов переходить из жидкого состояния в газообразное при температуре меньшей, чем температура кипения. Испарение углеводородных жидкостей происходит при любых температурах до тех пор, пока газовое пространство над ними не будет полностью насыщено углеводородами.
Скорость испарения нефтей и нефтепродуктов зависит, в основном, от содержания в них легких фракций (пропан, бутаны) и от температуры.
Рис. 12.6. Зависимость кинематической вязкости нефти от температуры
Пожаровзрывоопасностьнефтей и нефтепродуктов характеризуется способностью смесей их паров с воздухом воспламеняться и взрываться.
Пожароопасностьнефтей и нефтепродуктов определяется величинами температур вспышки, воспламенения и самовоспламенения. Под температурой вспышкипаров понимают температуру, при которой пары жидкости, нагретой при определенных условиях, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени. Углеводородные жидкости с температурой вспышки 61 “С и ниже относятся к легковоспламеняющимся, выше 61 “С – к горючим. Под температурой воспламененияпонимают температуру, при которой жидкость при поднесении открытого пламени горит. Обычно температура воспламенения на 10-50 “С выше температуры вспышки. Под температурой самовоспламененияпонимают температуру нагрева жидкости, при которой ее пары воспламеняются без поднесения открытого огня. В зависимости от температуры воспламенения установлено пять групп пожароопасных смесей: Т, > 450 “С; Т2 = 300 – 450 “С; Т3 = 200 – 300 “С; Td = 135 -200 “С; Т, = 100-135 “С.
Взрывоопасностьнефтей и нефтепродуктов характеризуется величинами нижнего и верхнего пределов взрываемости. Нижний предел взрываемости– это концентрация паров жидкости в воздухе, ниже которой не происходит вспышки смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел взрываемостисоответствует такой концентрации паров нефти и нефтепродуктов в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а горит. Значения концентрации паров между нижним и верхним пределами взрываемости называют интервалом взрываемости. Для нефтей и нефтепродуктов интервал взрываемости составляет от 2 до 10 %.
Электризацияуглеводородных жидкостей обусловлена их высоким электрическим сопротивлением, т. е. диэлектрическими свойствами. При трении их частиц между собой, о стенки трубопроводов и емкостей, а также о воздух возникают заряды статического электричества величиной до нескольких десятков киловольт. Для воспламенения же достаточно разряда с энергией 4-8 кВт.
Применяют, в основном, два метода защиты от разрядов статического электричества: заземление токопроводящих элементов оборудования и ограничение скоростей перекачки (не более 10 м/с).
Токсичностьнефтей и нефтепродуктов заключается в том, что их пары оказывают отравляющее действие на организм человека. При этом наблюдается повышенная заболеваемость органов дыхания, функциональные изменения со стороны нервной системы, изменение кровяного давления и замедление пульса.
Предотвращение отравлений персонала обеспечивается усиленной вентиляцией производственных помещений, а также применением изолирующих или фильтрующих противогазов при работе в опасной для здоровья атмосфере.
Источник
Энциклопедия технологий
Иногда добываемая нефть такова, что ее транспортировка по трубопроводам невозможна. Это случается, если вязкость нефти чрезмерно велика из-за большого содержания смол и асфальтенов, или если нефть содержит много парафинов и тогда застывает уже при температуре 15–25 ⁰С. В этих случаях применяют различные специальные технологии. К таким технологиям относятся:
- смешивание нефтей с различными вязкостными свойствами;
- перекачка высоковязких и застывающих нефтей с разбавителями;
- перекачка нефти с присадками;
- перекачка нефти вместе с водой в виде эмульсий;
- перекачка термообработанной нефти;
- перекачка нефти с подогревом (горячая перекачка) и другие методы.
Смешивание различных сортов нефти, поступающих на головной пункт нефтепровода из разных месторождений, относится к числу наиболее распространенных технологий — настолько распространенной, что сделало ее почти стандартной. Цель такого смешивания состоит в уменьшении вязкости транспортируемой среды и облегчения тем самым ее прокачки по трубопроводу.
Используют также различные разбавители, снижающие как вязкость, так и температуру транспортируемой нефти. К таким разбавителям относится прежде всего газовый конденсат, поступающий с попутных газоконденсатных месторождений, однако существуют и другие разбавители: маловязкие нефти и керосиновые фракции, возникающие при переработке нефти.
Известна также перекачка нефти с так называемыми депрессорными присадками, снижающими температуру застывания. При низких температурах в нефти может возникнуть особая структура, напоминающая кристаллическую решетку твердых тел, что существенно уменьшает текучесть нефти. Задача присадок — разрушить эту структуру и не дать ей образоваться вновь. Существует множество отечественных и зарубежных присадок, выполняющих эту задачу. Обычно присадку вносят в разогретую нефть, в которой все парафины находятся в растворенном состоянии. При последующем охлаждении депрессорные присадки не позволяют парафинам застыть с образованием кристаллической решетки.
Иногда для улучшения свойств парафинистой нефти используют термообработку. Эта технология предусматривает нагрев нефти до температуры, превышающей температуру плавления парафинов и последующее охлаждение нефти. Изменение структуры такой нефти делает ее более текучей.
Особенно широкое распространение получила так называемая горячая перекачка, т. е. перекачка нефти с путевым подогревом и транспортировка ее в таком состоянии по всему трубопроводу. Поскольку вязкость всех сортов нефти уменьшается при повышении температуры, а возможное застывание не происходит, то естественна технология, в которой всю нефть транспортируют в горячем виде. При горячей перекачке высокозастывающую нефть нагревают на головной станции и насосами подают в трубопровод. Для этого некоторое количество нефти сжигают в специальных огневых печах подогрева, в которых имеются теплообменники. Часть потока нефти пропускают через эти печи и на выходе в определенной пропорции смешивают с остальной частью потока.
Регулируя расходы горячей и холодной частей потока, получают желаемую температуру нефти. Вязкость нефти при этом уменьшается, и прокачка ее по трубопроводу облегчается. Конечно, при движении по нефтепроводу температура нефти снижается, поэтому ее приходится подогревать на следующей НПС.
Источник
Версия для печати
6.1. Технология перекачки
6.1.1. Технология перекачки при автоматизации и механизации технологических операций должна предотвращать смешивание, загрязнение, обводнение и потери нефтепродуктов при соблюдении установленных правил пожарной безопасности, охраны окружающей среды и техники безопасности.
6.1.2. Допускается перекачка по одному трубопроводу нескольких нефтепродуктов, сгруппированных согласно приложению 6, при условии его предварительного опорожнения.
Для группировки нефтепродуктов, не предусмотренных приложением 6, следует руководствоваться физико-химическими показателями этих нефтепродуктов по действующим ГОСТ или ТУ. Отдельные марки (сорта) нефтепродуктов, к качеству которых согласно ГОСТ 1510-84* предъявляются повышенные требования, следует транспортировать по отдельным трубопроводам.
6.1.3. Технология перекачки нефтепродуктов должна предусматриваться по двухпроводной схеме трубопроводов (приемный и раздаточный), подсоединяемых к каждому резервуару.
Допускается на нефтебазах 4-5 классов, а также в случаях установки под конкретную марку (сорта) нефтепродукта одного резервуара предусматривать однопроводную схему.
6.1.4. За рабочее давление в системе трубопроводов нефтебазы следует принимать максимальное избыточное давление, приведенное к ближайшему наибольшему условному давлению согласно ГОСТ 356-80, но не выше 2,5 МПа.
6.1.5. Подача нефтепродукта при наполнении или опорожнении резервуаров с понтоном или плавающей крышей должна соответствовать следующей максимальной допустимой скорости подъема (опускания) понтона или плавающей крыши:
- для резервуаров 700 м3 и менее – 3,5 м/ч;
- для резервуаров более 700 м3 – 6,0 м/ч.
При этом скорость понтона или плавающей крыши при сдвиге не должна превышать 2,5 м/ч.
6.1.6. Параметры максимальной безопасной скорости перекачки нефтепродуктов по трубопроводам следует принимать в соответствии с требованиями п. 5.1.6 настоящих норм.
6.2. Технологические трубопроводы
6.2.1. Технологические трубопроводы (далее трубопроводы) следует проектировать руководствуясь требованиями нормативных документов, указанных в приложении 15.
6.2.2. По назначению трубопроводы следует подразделять на внутренние, прокладываемые внутри технологических зданий и сооружений, наружные, прокладываемые между зданиями и сооружениями внутри территории нефтебазы, и внешние, прокладываемые вне территории нефтебазы (между нефтебазой и НПЗ, наливными причалами, отдельно стоящими железнодорожными эстакадами, АЭС и другими объектами). Для внешних трубопроводов, кроме требований, изложенных в настоящих нормах, следует также руководствоваться требованиями СНиП 2.05.13-90.
6.2.3. Выбор диаметра трубопроводов должен производиться на основании результатов гидравлических расчетов, выполненных по заданной производительности и вязкости транспортируемого нефтепродукта, а также рекомендуемых оптимальных скоростей.
6.2.4. В зависимости от коррозионной активности транспортируемого нефтепродукта и нормативного срока эксплуатации трубопроводов значение расчетной толщины стенки труб следует принимать с поправкой, учитывающей глубину коррозионного разрушения стенки труб.
Значения поправки на внутреннюю коррозию приведены в таблице 10.
6.2.5. Трубопроводы должны выполняться из электросварных или бесшовных труб, в том числе и с антикоррозионным покрытием в соответствии с СН 527-80 и “Пособием” к нему.
Допускается применять сборно-разборные трубопроводы на специальных стыковых соединительных приспособлениях, а также трубопроводы из негорючих материалов при условии обеспечения необходимой механической, химической и температурной стойкости и сохранения качества перекачиваемых легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов.
При этом должны быть предусмотрены устройства для отвода статического электричества.
Открытая (по стенам) и надземная прокладка трубопроводов из неметаллических труб запрещается.
Таблица 10
| Среда | Глубина коррозионного разрушения, мм/год |
|---|---|
| Бензин | 0,001-0,005 |
| Дизельное топливо, керосин, реактивное топливо | 0,01-0,05 |
| Мазут | 0,05-0,1 |
ПРИМЕЧАНИЕ. Нормативный срок эксплуатации трубопроводов определяется по нормам амортизационных отчислений на полное его восстановление.
6.2.6. Соединения трубопроводов должны быть сварными. В случае перекачки по трубопроводам застывающих нефтепродуктов, а также в местах установки арматуры и технологического оборудования допускается установка фланцевых соединений труб с применением несгораемых прокладок, кроме участков, проложенных внутри обвалования резервуарных парков.
6.2.7. Прокладка трубопроводов на территории нефтебаз, должна быть надземной или наземной.
При соответствующем обосновании (рельеф местности, климатические условия, необходимость заезда пожарной техники внутрь обвалования и т.п.) на территории резервуарных парков, ограниченной обвалованием, возможна подземная прокладка трубопроводов.
6.2.8. Трубопроводы, прокладываемые на отдельно стоящих опорах, должны укладываться в один ярус, а в стесненных условиях на эстакадах.
В местах переходов через трубопроводы и для обслуживания узлов задвижек следует предусматривать переходные мостики и площадки.
6.2.9. Прокладку трубопроводов нефтебаз, располагаемых в районах с сейсмичностью 8 баллов и более, следует предусматривать только надземной.
6.2.10. Трубопроводы, предназначенные для перекачки вязких и застывающих нефтепродуктов должны оснащаться системой путевого подогрева (горячей водой, паром, ленточными электроподогревателями) и тепловой изоляцией из несгораемых материалов, защищенной от механического разрушения кожухом.
Допускается при соответствующем обосновании прокладка подобного рода трубопроводов в каналах с тепловыми спутниками, а участков протяженностью до 15 м – с использованием только тепловой изоляции (без тепловых спутников).
6.2.11. В проектах следует предусматривать мероприятия и соответствующее оборудование для вытеснения из труб высоковязких и застывающих нефтепродуктов.
6.2.12. Для обеспечения полного самотечного опорожнения трубопроводы должны проектироваться с уклоном к месту откачки или выпуска в специальные резервуары-сборники. При этом, для нефтепродуктов, не требующих подогрева при перекачке, минимальные уклоны следует принимать равными 0,002-0,003, для подогреваемых нефтепродуктов 0,004.
6.2.13. На трубопроводах должны быть предусмотрены дренажные устройства, обеспечивающие слив нефтепродукта в стационарные или передвижные емкости.
6.2.14. Пересечение транзитными трубопроводами зданий и сооружений нефтебазы не допускается. Это требование не распространяется на газо-уравнительные трубопроводы, проходящие над резервуарами.
По глухим участкам несгораемых стен технологических зданий допускается прокладка трубопроводов диаметром не более 200 мм, относящихся только к данному зданию.
6.2.15. Трубопроводы, транспортирующие основные потоки нефтепродуктов, необходимо располагать с внешней стороны обвалования или ограждающей стены резервуарного парка. Внутри территории резервуарного парка допускается прокладка только трубопроводов, которые обслуживают резервуары данной группы.
6.2.16. Испытание и очистку внутренних и наружных трубопроводов следует производить в соответствии с требованиями СНиП 3.05.05-84 и СН 527-80, а внешние трубопроводы, проектируемые по СНиП 2.05.13-90, в соответствии с требованиями этого норматива.
6.3. Трубопроводная арматура и ее размещение
6.3.1. Узлы задвижек следует располагать с внешней стороны обвалования резервуаров (ограждающей стены) групп или отдельно стоящих резервуаров, а коренное запорное устройство – непосредственно у резервуаров.
6.3.2. На вводах трубопроводов к железнодорожным сливо-наливным устройствам должны устанавливаться на случай аварии (пожара) стальные задвижки не далее чем в 50 м (считая от оси железнодорожного пути) и не ближе 15 м при сливе и наливе легковоспламеняющихся и не ближе 10 м – при сливе и наливе горючих нефтепродуктов. В качестве аварийных могут применяться отключающие (оперативные) задвижки, если они установлены в пределах указанных расстояний. Аварийную отключающую арматуру следует размещать на нулевых отметках в легкодоступных местах. Управление приводами аварийных задвижек диаметром 200 мм и более следует предусматривать дистанционным с эстакады (с шагом расстановки кнопок управления не более 100 м) и из насосной, а также местное (п. 3.2 приложения 11).
На одиночных сливо-наливных устройствах аварийные задвижки могут быть с ручным приводом.
6.3.3. Узлы задвижек продуктовых насосных станций следует размещать вне здания на расстоянии (до ближайшей задвижки) не менее;, от стены здания с проемами – 3 м и от стены здания без проемов – 1 м. Допускается узлы задвижек размещать в одном помещении с насосами при количестве основных рабочих насосов в этом помещении:
- на нефтебазах I и II категории – не более 6 насосов для нефтепродуктов с температурой вспышки 120°С и ниже (кроме мазутов) или не более 10 насосов для нефтепродуктов с температурой вспышки выше 120°С и для мазутов;
- на нефтебазах III категории – не более 10 насосов для нефтепродуктов с температурой вспышки 120°С и ниже или при любом количестве насосов для нефтепродуктов с температурой вспышки выше 120°С;
- при перекачке мазутов, подогреваемых до температуры ниже на 25°С температуры вспышки – не более 6 насосов на нефтебазах I и II категорий и не более 10 насосов на нефтебазах III категории.
В случаях размещения узлов задвижек в отдельном помещении оно должно отделяться от помещения для насосов противопожарной перегородкой 1-го типа и иметь выход наружу.
В местах расположения узлов задвижек следует предусматривать лоток для отвода стоков в закрытый сборник или в колодец производственной канализации с гидравлическим затвором.
6.3.4. В случаях оснащения трубопроводов наливных судов (речных, морских) быстрозакрывающимися запорными органами, на коммуникациях причала должны быть предусмотрены устройства защиты от превышения давления более 1,1 Рраб.
6.3.5. На внутренних обвязочных трубопроводах технологических зданий и сооружений количество и размещение запорной арматуры должны обеспечивать необходимые технологические переключения, а также возможность надежного отключения каждого отдельного агрегата или технологического устройства. Необходимость применения арматуры с дистанционным управлением или ручным приводом определяется условиями технологического процесса и требованиями, обеспечивающими безопасность работ.
Дистанционное управление отключающей (оперативной) запорной арматурой, установленной в резервуарном парке и на трубопроводах, при трех и менее переключениях в смену не требуется.
6.3.6. Использовать запорную арматуру в качестве регулирующей запрещается. Для регулирования параметров потока нефтепродукта должны быть установлены регулирующие клапаны, а перед и за ними запорная арматура.
6.3.7. На трубопроводах, предназначенных для перекачки легковоспламеняющихся и токсичных нефтепродуктов, должна, как правило, предусматриваться стальная запорная и регулирующая арматура.
Допускается применение арматуры:
- 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.
Температура рабочей среды устанавливается для арматуры трубопровода по ГОСТ 356-80.
6.3.8. При наружной установке арматуру из серого чугуна можно применять при расчетной температуре воздуха не ниже минус 10°С, из ковкого чугуна при температуре не ниже минус 30°С. Коренное запорное устройство у резервуаров для нефтепродуктов должно предусматриваться стальным.
Для нефтебаз, расположенных в городах и других населенных пунктах, должна предусматриваться только стальная арматура.
6.3.9. Задвижки (узлы задвижек) и другую арматуру на трубопроводах, в зависимости от климатических условий, следует устанавливать в камерах, колодцах открытого типа или под навесом. Для климатических районов 1А, 1Б, 1Г и 1Д следует предусматривать камеры с освещением и грузоподъемным механизмом.
В камерах строительным объемом более 20 м3 (с кратковременным пребыванием людей) следует предусматривать вентиляцию с естественным побуждением.
6.4. Продуктовые насосные станции
6.4.1. Для перекачки нефтепродуктов следует предусматривать насосы:
- для выполнения основных технологических операций (грузовые насосы) слива (налива) нефтепродукта, из транспортных средств и перекачки по трубопроводам;
- для выполнения вспомогательных операций, обеспечивающих зачистку железнодорожных цистерн, резервуаров, трубопроводов, расфасовку, налив бочек и другой мелкой тары, внутрибазовые перекачки и т.п.
ПРИМЕЧАНИЕ. Грузовые насосы при соответствующем обосновании могут быть использованы для вспомогательных операций.
6.4.2. Тип насосных агрегатов должен выбираться в зависимости от физико-химических и коррозионных свойств нефтепродукта, обеспечения выполнения норм слива-налива, а также условий электроснабжения и класса взрывоопасной зоны.
6.4.3. Для перекачки нефтепродуктов с вязкостью менее 300×10-6 м2/с при температурах, указанных в приложении 2, следует использовать лопастные и объемные насосы, с вязкостью более 300×10-6 м2/с – объемные.
ПРИМЕЧАНИЯ:
1. Для перекачки легковоспламеняющихся и маловязких горючих нефтепродуктов допускается применение электроприводных поршневых насосов при условии выполнения ими основных (грузовых) и вспомогательных операций.
2. Для перекачки легковоспламеняющихся и маловязких горючих нефтепродуктов, в условиях отсутствия электроэнергии, допускается использование паровых поршневых насосов.
6.4.4. Выбор насосов для слива-налива железнодорожных цистерн следует производить исходя из весовой нормы маршрута или количества цистерн в одной подаче и расчетного нормативного времени операций слива-налива с учетом коэффициента неравномерности загрузки насосов, равным 1,5.
6.4.5. Требуемый напор насосов должен определяться гидравлическим расчетом исходя из необходимости выполнения технологических операций в наиболее холодный период года.
6.4.6 Ограничение максимальной скорости налива легковоспламеняющихся и горючих жидкостей до безопасных пределов, должно обеспечиваться перепуском части нефтепродукта во всасывающий трубопровод насоса. Доля перепускаемого нефтепродукта зависит от технической характеристики насосов и определяется исходя из условий автоматического поддержания постоянного давления в напорном трубопроводе и коллекторах эстакады в процессе налива.
6.4.7. Производительность насосов, перекачивающих высоковязкие и застывающие нефтепродукты, следует определять с учетом нормативного времени налива, расчетного количества железнодорожных цистерн и необходимости обеспечения циркуляции наливаемого нефтепродукта в коллекторе эстакады в количестве 30 % от требуемого объема налива.
6.4.8. В продуктовых насосных станциях агрегаты должны устанавливаться отдельными группами (в соответствии с приложением 6), работающими по специально выделенным трубопроводам, а также должны быть снабжены централизованной системой сбора утечек нефтепродуктов, выведенной за пределы насосной.
6.4.9. Насосные агрегаты для перекачки легковоспламеняющихся и маловязких горючих нефтепродуктов должны устанавливаться на площадках под навесами в случае, если их конструктивное исполнение соответствует требованиям ГОСТ 15150-69 и инструкции по эксплуатации.
Насосные агрегаты для перекачки высоковязких, обводненных или застывающих нефтепродуктов, устанавливаемые вне здания, следует оборудовать устройствами подогрева и при необходимости, теплоизоляцией.
6.4.10 Продуктовые насосные рекомендуется размещать в наиболее низких точках системы трубопроводов нефтебазы для улучшения условий всасывания нефтепродукта.
6.4.11. Здания продуктовых насосных станций должны быть оборудованы грузоподъемными устройствами, рассчитанными на подъем наиболее тяжелых деталей оборудования или насосных агрегатов, расположенных на фундаментных плитах. Эти устройства по своему исполнению должны соответствовать категории и группе взрывоопасной среды.
Оборудование, установленное на площадках открытых (или под навесом) продуктовых, насосных станций, должно обслуживаться мобильными кранами.
6.4.12. Для подъема и перемещения грузов до 0,5 т рекомендуется применять переносные треноги или монорельсы с передвижными талями (ручными):
- для грузов более 0,5 до 2 т – монорельсы с передвижными электроталями;
- для грузов более 2 до 5 т – краны мостовые подвесные;
- для грузов более 5 т – краны мостовые подвесные и опорные.
6.4.13. Продуктовые насосные, станции на нефтебазах I и II категорий следует оснащать приборами автоматической защиты согласно ТУ насосных агрегатов и оборудованием, обеспечивающим работу станции без постоянного обслуживающего персонала.
< назад / к содержанию / вперед >
Источник