ТЕХНИЧЕСКАЯ ОСНАЩЁННОСТЬ И ПЕРСОНАЛ В СИСТЕМАХ НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЯ - часть 8

 

  Главная      Учебники - АЗС, нефть     ТЕХНИЧЕСКАЯ ОСНАЩЁННОСТЬ И ПЕРСОНАЛ В СИСТЕМАХ НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЯ

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  6  7  8  9   ..

 

 

ТЕХНИЧЕСКАЯ ОСНАЩЁННОСТЬ И ПЕРСОНАЛ В СИСТЕМАХ НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЯ - часть 8

 

 

3. 2. Общая характеристика эксплуатации сооружений АЗС и их технологического оборудования

Муфтовые соединения. Муфты для соединения труб между собой, с фитингами, различным

оборудованием делятся на нарезные и ненарезные.

Для   соединения   труб   нарезными   муфтами   концы   труб   должны   иметь   соответствующую

нарезку.   Простейшим   видом   нарезки   является   цилиндрическая.   Однако   муфтовое   резьбовое
соединение  не  обеспечивает необходимой герметичности трубопровода. Уплотнение  муфтового
соединения   достигается   наложением   уплотнителей   -   лента   "фум"   или   льняная   прядь   с
маслобензостойким герметиком "HELDITE".

Подземные   участки   металлических   трубопроводов   должны   быть   подвергнуты

антикоррозионной защите по ГОСТ 9.602, наземные участки должны быть окрашены грунтами, а
затем   эмалями,   стойкими   к   воздействию   нефтепродукта.   Степень   разрушения   металла   труб
зависит от коррозионных свойств почвы, окружающей трубу.

Таблица 3.14

Коррозийность грунтов и принятый тип изоляции в зависимости от удельного

сопротивления

Удельное сопротивление

грунтов, Ом м/м

2

Коррозийность почвы

Принимаемая изоляция покрытия

0-5

Остро коррозийная

Весьма усиленная

5-10

Сильно коррозийная

Усиленная

10-20

Умеренно коррозийная

Нормальная

50 и выше

Слабо коррозийная

Изоляция не требуется

Этим   трем   градациям   коррозийности   грунтов   соответствуют   три   типа   битумной   изоляции,

отличающиеся друг от друга количеством слоев покрытия и обмоток.

Таблица 3.13

Материал

Вес 1м

2

 

в 

кг при толщине прокладки, мм

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

5

6

Картон асбестовый

-

-

2,8 3,5

4,2

4,9

5,6

7,0

8,4

Парон
ит

0,6

1,2

1,8

2,4

3,0

3,6

4,2

4,0

6,0

Пласти
на 

-

1,3

1,95

2,6

3,9

-

5,2

6,5

Вес прокладочных материалов

58

Глава 3. Техническая эксплуатация АЗС и их технологического оборудования

Таблица 3.15

Изоляция

Конструкция изоляции

Нормальная толщиной 3 мм

- Грунтовка
- Первый и второй слои битумного покрытия по 1,5 мм
- Крафт-бумага

Усиленная толщиной 6 мм

- Грунтовка
- Первый и второй слои битумного покрытия по 1,5 мм
- Первый слой гидроизола
- Третий и четвертый слои битумного покрытия по 1,5 мм
- Крафт-бумага

Весьма усиленная толщиной 9 мм 

(для перехода через водные 
препятствия)

- Грунтовка
- Первый и второй слои битумного покрытия по 1,5 мм
- Первый слой гидроизола
- Третий и четвертый слои битумного покрытия по 1,5 мм
- Второй слой гидроизола
- Пятый и шестой слои битумного покрытия по 1,5 м
- Крафт-бумага

Типы применяемой битумной изоляции труб

Защита трубопроводов от статического электричества

Металлические трубопроводы должны быть заземлены и представлять собой непрерывную

электрическую цепь. Величина переходного сопротивления между фланцами допускается не более
0,03   Ом.   Фланцы   соединяются   токопроводящими   перемычками.   Сопротивление   растеканию
заземлителя,   если   оно   является   общим   для   отвода   статического   электричества   и   зарядов   от
вторичных   проявлений  молнии,   принимается   не   более   10  Ом,   для  отвода   только   статического
электричества порядка 100 Ом.

Номенклатура и сортамент стальных труб

На АЗС в трубопроводах транспортировки нефтепродукта разрешено использовать стальные

бесшовные холоднодеформированные или горячедеформированные трубы согласно ГОСТ 550-75
"Трубы стальные бесшовные для нефтеперерабатывающей 

v. 

нефтехимической промышленности".

В зависимости от назначения трубы должны изготавливаться групп "А" и "Б".

Размеры холоднодеформированных, теплодеформированных и горячедефор-мированных труб

группы   "А"   должны   соответствовать   указанным   в   таблице   3.16,   холоднодеформированных   и
теплодеформированных группы "Б" - ГОСТ 8734-75 горячедеформированной группы "Б" - ГОСТ
8732-78.

Трубы группы "А" должны изготавливаться мерной длины в соответствии с таблицей 3.16, при

этом минимальная длина должна быть не менее 4 метров.

Длина труб группы "Б" должна соответствовать требованиям ГОСТ 8732-78 и ГОСТ 8734-75.

Трубы диаметром до 57 мм изготавливаются холоднодеформированными. Трубь диаметром 57

мм и свыше изготавливаются горячедеформированными.

5 9

3.2. Общая характеристика эксплуатации сооружении АЗС и их технологического оборудования

Трубы,   размеры   которых   в   таблице   3.16   указаны   в   скобках,   применяются   только   для

ремонтных целей.

Таблица 3.16

Наружный

диаметр, мм

Для мерных труб, не более, при толщине стенки, мм

(1,5)

2,0

2,5

3.0

3,5

4.0

5,0

6,0

7,0

8,0

(19,0)

9,0

-

9,0

-

-

-

-

-

-

-

20,0

-

9,0

9,0

-

-

-

-

-

25,0

-

9,0

9,0

9,0

-

-

-

-

-

-

38,0

-

9,0

9,0

9,0

9,0

-

-

- .

-

-

48,0

-

-

-

-

-

9,0

9,0

-

-

-

(57,0)

-

-

-

-

-

9,0

9,0

-

-

-

60,0

-

-

-

-

-

10,0

10,0

10,0

-

-

76,0

-

-

-

-

-

12,0

12,0

12,0

-

12,0

(80,0)

-

-

-

-

-

9,0

9,0

-

-

-

89,0

-

-

-

-

-

12,1

12,1

12,1

12,1

12,1

(102,0)

-

-

-

-

-

-

12,2

12,2

12,2

12,2

Трубы   изготавливают   в   соответствии   с   требованиями   ГОСТ   550-75   и   по   техническим

регламентам, утвержденным в установленном порядке.

Трубы группы "А" и "Б" должны изготавливаться из стали марок 10,20 по ГОСТ 105074, марки

10Г2- по ГОСТ 4543-71, марок 12МХ, 15X5, 15Х5М, 15Х5ВФ, 15Х8ВФ - по ГОСТ 20072-74 и
марок стали 12X8, 1Х2М1- с химическим составом по таблице 3.17.

Гидравлическое испытание труб проводится по ГОСТ 3845-75 с выдержкой их под давлением

не менее 10 секунд. Взамен гидравлического испытания разрешается проводить контроль каждой
трубы неразрушающими методами, обеспечивающими соответствие труб нормам испытательного
гидравлического давления.

Пластиковые трубопроводы

Современные   условия   топливного   рынка,   диктующие   необходимость   использования   при

строительстве   АЗС   долговечных,   надежных   и   экологически   безопасных   технологий   привели   к
технологиям, которые на западном рынке применяются уже не один десяток лет.

Таблица 3.17

Марка

стали

Массовая доля, %

Углерод

Марганец Кремний

Хром

Молибден

Сера    | Фосфор | Никель | Медь

Не более

12X8

Не более

0,12

0,3-0,6

0,17-0,37

7,5-9,0

• .

0,030

0,035

0,40

0,25

IX2M1

0,080,13

0,3-0,6

0,17-0,37

2,0-2,5

0,9-1,10

0,035

0,035

0,5

0,30

60

Глава 3. Техническая эксплуатация АЗС и их технологического оборудовать

Главное   новшество   касается   применения   в   качестве   транспорта   нефтепродукта  

т  

АЗС

трубопроводов из пластика. Применение пластика открывает принципиально отличную от "старой
советской" технологию, которая дает многие преимущества и не противоречит существующим
нормативам.   Пластиковые   трубы   выпускаются   однослойные   и   двухслойные,   которые   нашли
наибольшее применение в Российских условиях. Соединения выполняются сваркой пластика с
применением специальных муфт  и оборудования, а также посредством обжима и использования
фитингов.

Преимущества применения пластикового трубопровода:

-

быстрая укладка и простое подключение (5-8 часов), соответственно уменьшенные сроки

проведения монтажных работ, что уменьшает общую стоимость АЗС;

-

не имеют соединений по всей длине (в отличие от стальных труб, имеющих десятки сварных

швов под площадкой АЗС);

-

в случае сезонной усадки грунта не дают трещин;

-

возможность   монтажа   на   действующих   АЗС,   так   как   при   монтаже   не   образуют   искр,

обрезаются легко;

-

допускают переключение на другой вид топлива на действующих АЗС;

-

легки и удобны для транспортировки (100 метровая бухта весит около 100 кг, при диаметре

220 см и толщине 50 см.);

-

увеличение срока службы трубопроводов, в среднем до 50 лет;

-

применение   безлотковой   системы   прокладки  на   подготовленное   песчаное   основание   (без

камней!), что соответственно уменьшает стоимость работ;

-

уменьшается количество грязи и осадков в резервуарах, в результате отсутствия продуктов

коррозии металла;

-

увеличение  ресурса  насосных блоков ТРК  на  15-20%,  а  также   ресурс   топливных систем

автомобилей клиентов;

-

возможность прокладки в широком диапазоне температур окружающей среды;

-

отпадает необходимость пропарки технологических трубопроводов при реконструкции АЗС.

Ввод пластиковой трубы в технологические шахты резервуаров, приямки ТРК осуществляется

с применением резиновых герметичных входных манжет различных типоразмеров, допускающих
смещение   от  осевой  линии  до 15°.  Также  возможно  соединение  пластикового  трубопровода  с
металлической трубой линии выдачи за пределами технологического колодца.

В   настоящее   время   при   технологических   прокладках   трубопроводов   АЗС   используется

несколько типов пластиковой трубы, основные из которых мы ■ рассмотрим.

Труба пластиковая ТД-63 двухслойная

Качественно новый и единственный продукт отечественного производства разработанный и

производимый   ТД   "Три-Е"   на   основе   многолетнего   опыта   монтажа   трубопроводов   на   АЗС   в
Российских условиях. Представляет собой двухслойный полиэтиленовый топливный трубопровод.
Трубы имеют 2-х слойную конструкцию внутренний защитный полиамидный слой толщиной 0,5-
0,6   мм   и   наружный   слой   и:   композиции   на   основе   ПЭНД   номинальной   толщиной   5,8   мм.,
условный проход 48 мм

Прогнозируемый   срок   службы,   определенный   методом   термоокислительной   деструкции,   в

соответствии с методикой ГОСТ 9.707-81 составляет более 25 лет

61

3. 2. Общая характеристика эксплуатации сооружений АЗС и их технологического оборудования

Испытания   проводились   ИЛ   ООО   "Полимертест",   протокол   испытаний   №   ПР-1949-02   от   14
ноября 2002 года.

Труба согласно ТЗ на протяжении срока эксплуатации в условиях почвы с рН=3 и рН=10 в

диапазоне рабочих температур от -25°С до +40°С выдерживает нагрузку на сжатие не менее 500
кгс/1п.м. без видимой деформации поперечного сечения и нагрузку на растяжение не менее 600
кгс, без разрушения и видимого удлинения.

Труба имеет следующие сертификаты и разрешения:

-

Сертификат соответствия № РОСС 1Ш.АЯ02.Н29299 на трубы напорные из полиэтилена с

внутренним покрытием из полиамида для перекачки бензинов и дизельного топлива (ТУ 2248-001-
33101265-2003).

-

Санитарно-Эпидемиологические.   Заключения   №   78.01.06.224.Т.006484.09.03   и   №

78.01.06.224.П.004252.09.03.

-

Разрешение ВНИИПО на использование при подземной прокладке трубопроводов топливных

систем на АЗС.

Технология монтажа любая (сварная или обжимная).
Наиболее распространен способ монтажа обжимной с применением соединителей прямых HP

2*63 HELA 210, посредством которых осуществляется соединение с различными металлическими
фитингами   и   фланцами   оборудования.   Для   герметизации   резьбовых   соединений   применяется
льняная прядь с маслобензостойким герметиком "HELDITE" (Англия).

При   применении   сварной   технологии   применяется   сварная   муфта   КР   2-63  KPS,   сварное

соединение пластик-металл, 2 "KPS.

Поставка трубы осуществляется в бухтах по 100 метров. Диаметр бухты-2,1-2,2 метра, при

толщине 0,4-0,5 м.

Монтаж допускается не только в летнее, но и в зимнее время.

Труба пластиковая "FINNPLAST-54"

Продукция производства фирмы "KWH Pipe", Финляндия. Применяется в Российских условиях

с 1994 года, в Финляндии - более 20 лет. Представляет собой напорный топливный трубопровод из
полиэтилена высокого давления.

Прогнозируемый   срок   службы   составляет   более   25   лет.   Согласно   сертификата,   выданного

фирмой "JK Pajarinen & Со" Финляндия от 17.08.2000 г. труба в диапазоне рабочих температур от -
70°С до +50°С выдерживает нагрузку на сжатие не менее 935 кгс/1 п.м без видимой деформации
поперечного сечения. В условиях испытания труба выдерживает давление:

-

при 20°С 7,8 МПа в течение более 1 часа;

- при +70°С 2,9 МПа в течение более 100 часов. Труба имеет 
следующие сертификаты и разрешения:

Сертификат соответствия № РОСС Р1.АЯЗЗ.А72061 на трубы напорные из полиэтилена

высокого давления для автозаправочных станций от 04.10.2004 года.

Сертификат SFS на систему качества SFS-EN ISO 9002 №1484-01 отЮ.09.97 г.

Разрешение   ВНИИПО   на   использование   при   подземной   прокладке   трубопроводов

топливных систем на АЗС.

Технология монтажа обжимная.

Способ монтажа обжимной с применением соединителей прямых бронзовых JKP-54 "пластик-

пластик", угловых бронзовых 54-JKP NS 40/90° "пластик-металл", прямых

62

бронзовых 54-JK.P  NS  40 "пластик-металл", краном шаровым  JKP-112 (1,5 "и 2 ") с тефлоновой
прокладкой,   посредством   которых   осуществляется   соединение   с   различными   металлическими
фитингами   и   фланцами   оборудования.   Для   герметизации   резьбовых   соединений   применяется
льняная прядь с маслобензостойким герметикой "HELDITE" (Англия).

Поставка   трубы   осуществляется   в   бухтах   по   100   метров.   Диаметр   бухты-1,6   метра,   при

толщине 0,4 метра, масса около 100 кг.

Монтаж допускается не только в летнее, но и в зимнее время.

Труба пластиковая "KPS"

Продукция   производства   фирмы   "KUNGSORS  Piast  АВ",   Швеция.   Широко   применяется   в

Российских   условиях.   Производится   в   течение   25   лет   и   отвечает   самым   жестким   стандартам,
применяемым   к   автозаправочным   станциям.   Представляет   собой   напорный   топливный
одностенный, либо двустенный трубопровод из пластика. Трубопроводы пятой версии KPS Petrol
Pipe  System  на сегодняшний день имеют самый низкий уровень диффузии (проникновения) для
всех   испытываемых   видов   топлив,   утвержденных  IP  (Институтом   Нефти,   Великобритания)   и
UL/ULC (Лабораториями Страховщиков в США и Канаде).

Фирмой   запатентована   система   двустенных   фитингов,   как   один   из   примеров   объединения

безопасности и функциональности.

Срок службы трубы согласно требований стандарта ISO 4433 составляет более 50 лет, гарантия

производителя - 30 лет..

Труба   имеет   сертификаты   и   разрешения   на   использование   при   подземной   прокладке

трубопроводов топливных систем на АЗС.

Технология монтажа сварная, при помощи специализированного аппарата КР 102 (220 В), или

КР 101 (ПО В) и фиксирующего углового крепления  КР  200 (реже обжимная, так как является
более дорогой).

Способ   монтажа   сварной   с   применением   соединительных   элементов   прямых   переходного

диаметра KPT125/110SC, KPT75/63SC, КР 2-125/110SC, КР 2-75/63SC "пластик-пластик", угловых
КР   3-125/110SC,  КР  3-75/63SC  -90°,  КР  4-125/110SC,  КР  4-75/63SC  -   45°   "пластик-пластик",
тройников КР 8-75/63SC "пластик-пластик", прямых одного диаметра КР 2-110, КР 2-90, КР 2-63,
КР 2-54, КР 2-32 "пластик-пластик", угловых одного диаметра "пластик-пластик", КР С11-110F, КР
CI 1-90F, КР CI 1-63F, КР C11-54F "пластик - металл (внутренняя резьба), КР CI 1-63М, КР CI 1-
63М "пластик - металл" (наружная резьба), переходных КР 01-110/90F, КР С11-63/ 54F "пластик -
металл (внутренняя резьба), КР С11-63/54М "пластик - металл (наружная резьба), КР C11-75/63SC
"пластик   -   металл   (внутренняя   резьба),   посредством   которых   осуществляется   соединение   с
различными   металлическими   фитингами   и   фланцами   оборудования.   Виды   соединительных
элементов приведены на рисунке 3.7.

Поставка трубы "KPS" наружным диаметром 54 мм осуществляется в бухтах по 100 метров,

трубы наружным диаметром 63 мм в бухтах по 80 метров, трубы наружным диаметром 90 мм
мерными кусками по 5,8 метра. Диаметр бухты-2,2 метра, при толщине 50см, вес около 65 кг.

Глава 3. Техническая эксплуатация АЗС и их технологического оборудования

3.2. Общая характеристика эксплуатации сооружений АЗС и их технологического оборудования

Рисунок 3.7.  Общие виды труб, фитингов и арматуры пластиковых
труб "K.PS".

На АЗС должна находиться схема технологических трубопроводов с

обозначением   запорной   арматуры   и   другого   технологического
оборудования.

Технологические   трубопроводы   (наземная   часть),   арматура   и

устройства   должны   ежесменно   (ежедневно)   осматриваться
ответственным лицом, с целью выявления утечек топлива. Нарушения
герметичности   следует   немедленно   устранять   в   соответствии   с
производственными   инструкциями.   Запрещается   эксплуатация
разгерметизированных трубопроводов.

Сливные   устройства   должны   обеспечивать   герметичность

соединения трубопроводов АЗС со сливными рукавами автоцистерн.

При эксплуатации трубопроводов необходимо:

-

осуществлять внешний осмотр наружных трубопроводов и 

соединений;

-

проверять крепления трубопроводов в технологических колодцах;

-

очищать арматуру от загрязнений;

-

вносить записи в эксплуатационную документацию;

-

проверять состояние уплотнительных прокладок в соединительных 

устройствах;

-

очищать и продувать огнепреградители.

При   эксплуатации   запорной   арматуры   должно   контролироваться

отсутствие   утечек   топлива   через   сальниковые   уплотнения,   состояние
соединительных   фланцев   и   прокладок,   наличие   полного   комплекта
болтов, гаек и шпилек, целостность маховиков и надежность крепления.
В   случае   тяжелого   хода   шпинделя   запорной   арматуры   и   потери
герметичности   сальникового   уплотнения,   набивка   должна   заменяться
или   уплотняться   при   соблюдении   мер   безопасности.   Неисправная   и
негерметичная арматура подлежит внеочередному ремонту или замене.

Один   раз   в   год   паровоздушные   трубопроводы   технологической

системы   должны   продуваться   воздухом   с   целью   очистки   от   осадков
внутренней поверхности трубопровода.

Не реже одного раза в пять лет технологические трубопроводы

подвергают

64

64

испытаниям на герметичность. Эту операцию рекомендуется совмещать с зачисткой резервуаров.

Трубопровод, не выдержавший испытаний на герметичность, подлежит ремонту, либо замене.
3.2.4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЛИНИИ И КОММУНИКАЦИИ

К   резервуару   подключаются   следующие   технологические   линии   и   коммуникации:  Линия
наполнения - комплекс оборудования, с помощью которого обеспечивается наполнение резервуара
топливом при сливе из автоцистерны. Участок линии наполнения, входящий в состав резервуара,
состоит   из   вертикально   установленной   трубы   89*3,5   по   ГОСТ   8732-78.   На   уровне   90±5%
наполнения,   в   разрезе   вертикальной   части,   на   резьбовых   соединениях   устанавливается   клапан
отсечной поплавковый Ду 80. Труба в нижней части (располагаемая в резервуаре) имеет срез под
углом 30-45°, которым она устанавливается к ближайшей образующей резервуара на расстоянии не
менее 100 мм от нижней образующей резервуара.. В верхней части (в технологическом колодце)
сливная труба оканчивается шаровым краном Ду 80 для подсоединения к узлу слива.

Участок   линии   наполнения,   не   входящий   в   состав   резервуара,   состоит   из   межблочных

трубопроводов,   узла   слива   с   оборудованием.   В   сливном   колодце   размещено   следующее
оборудование: быстросъемная муфта МС Ду 80, фильтр-гидрозатвор, огнепреградитель, запорная
арматура. В настоящее время все чаще находит применение узел наполнения производства ПНСК,
включающий в себя гидрозатвор, сливную муфту, клапан отсечной автоматический.

Для   более   полной   автоматизации   сливных   операций   устанавливают   клапан   отсечной

электромагнитный   типа   СЕНС-П  DN80  PN5   с   поворотной   заслонкой,   который   по   цепи
автоматизации увязан с датчиком переполнения резервуара, либо системой измерения контроля
параметров нефтепродуктов.

Линия выдачи - комплекс оборудования, с помощью которого обеспечивается подача топлива

из резервуара к ТРК. Линия выдачи состоит: из трубопровода забора топлива Ду 40 (вертикально
установленной трубы 40*3,5, по ГОСТ 8734-75).

На нижнем конце трубы посредством резьбового соединения установлен приемный клапан Ду

40   на   расстоянии   не   менее   150   мм   от   нижней   образующей   резервуара.   Клапан   обеспечивает
постоянное заполнение линии выдачи до ТРК при эксплуатации системы. На верхней части линии
выдачи (в технологическом колодце) устанавливается угловой огнепреградитель и шаровой кран
для подсоединения трубопровода ТРК. Участок трубопровода от технологического колодца до ТРК
прокладывается в лотках, исключающих выход проливов топлива из него в грунт.

Линия   деаэрации  -   комплекс   оборудования,   с   помощью   которого   обеспечивается

пожаровзрывобезопасное  сообщение   с  атмосферой свободного  пространства  резервуара.  Линия
деаэрации   состоит   из   наземного   участка   стального   трубопровода   Ду   50,   конец   которого
оборудован   дыхательным   клапаном   СМДК-50   и   запорной   арматурой,   установленной   перед
дыхательным   клапаном,   а   также   трубопровода   Ду   50   с   фланцем,   проложенным   в   шахте,
соединяющим паровое пространство резервуара с наземным участком линии деаэрации. Запорная
арматура   предназначена   для   перекрытия   этого   трубопровода   при   проведении   периодических
испытаний   на   герметичность   оборудования   системы,   а   также   для   безопасной   замены   и
обслуживания   дыхательного   клапана   СМДК-50.   Пороги   срабатывания   дыхательного   клапана
составляют: вакуум срабатывания 100-150 Па, давление срабатывания 1400150 Па .

Дыхательный   клапан   устанавливается   на   конце   трубопровода   линии.   Высота   установки

дыхательного клапана от поверхности площадки не менее 2,5 м и обычно определяется расчетным
путем в зависимости от ряда факторов (нахождение АЗС

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  6  7  8  9   ..