MOH / Тесты ПЭМГ / 15. Трубопроводы / лекции / трубопроводы....
...pdfpax в один ряд по вертикали. Высоту от уровня земли до низа трубы или до поверхности их изоляции следует принимать с уче том возможности производства ремонтных работ, но не менее: 0,35 м при ширине группы труб до 1,5 м и 0,5 м при ширине группы труб 1,5 м и более. В местах прохода обслуживающего персонала через трубопроводы следует предусматривать переходные пло щадки или мостики. Трубопроводы, прокладываемые на низких опорах, при пересечении с внутрибазовыми железными дорогами и автодорогами должны быть подняты и уложены на опорах или эстакадах или проложены под дорогами в патронах или лотках с устройством дренажа в низших точках.
При подземной прокладке глубину заложения трубопроводов следует принимать не менее 0,8 м, считая от поверхности грунта до верха трубы. При большом протяжении трубопроводов на нефтебазах и при пересечении их с подземными и надземными соо ружениями и дорогами допускается уменьшать глубину заложе ния труб при условии защиты их от влияния динамических на грузок. Расстояния по вертикали в свету при пересечении техно логических трубопроводов, уложенных в грунт, с другими под земными коммуникациями должны быть, м, не менее:
— до |
технологических трубопроводов, теплофикационных, |
|
водопровода |
и канализации— 0,15; |
|
— до |
силовых и телефонных кабелей — 0,6; |
|
— до наружной грани каналов, траншей, канализационных и |
||
водосточных |
коллекторов — 0,15. |
Пересечение технологическими трубопроводами каналов, ко лодцев и других подземных сооружений допускается при условии заключения трубопроводов в патроны (кожухи). Концы патронов необходимо выводить за пределы пересекаемых сооружений не менее чем на 0,5 м в каждую сторону. Грунт в местах пересечений следует тщательно уплотнять. Внутренний диаметр патрона (ко жуха) должен быть на 100—200 мм больше наружного диаметра прокладываемого в нем трубопровода (с учетом толщины теплоизо ляционного покрытия). При пересечении одиночного подземного трубопровода с железнодорожными путями необходимо преду сматривать укладку его в патроне, а нескольких трубопроводов — в туннеле. Расстояние от верха патрона до подошвы шпалы должно быть не менее 1 м, а концы патронов и туннелей должны выступать за ближайшую головку рельсов на расстояние не менее 5 м. В тун неле необходимо предусмотреть лоток с выводом в сборный коло дец для приема продукта в случае разрыва трубопровода. Расстоя ние от верха патрона до полотна автодороги должно быть не менее 0,5 м для грунтовых и гравийных дорог и 0,25 м для асфальти рованных дорог. Концы патрона или туннеля должны выступать за обочину автодороги не менее чем на 2 м.
Трубопроводы, транспортирующие легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, прокладывать в проходных каналах не раз решается. Трубопроводы, транспортирующие нефтепродукты, тре-
бующие подогрева, прокладываются в непроходных каналах совместно с паропроводами. Прокладывать трубопроводы с легко воспламеняющимися жидкостями в непроходных каналах сов местно с паропроводами и теплопроводами, а также с силовыми, осветительными и телефонными кабелями не допускается.
Арматуру на узлах трубопроводов, прокладываемых в непро ходных каналах, следует размещать группами в колодцах, кото рые должны быть отделены глухими стенками от каналов с тру бами. В каналах необходимо предусматривать через каждые 80 м гравийные перемычки длиной не менее 4 м с уклоном заклю ченных между ними участков к специальным колодцам, присоеди няемым через гидравлический затвор к сети промышленной кана лизации. В случае прокладки трубопроводов с высоковязкими нефтепродуктами следует предусматривать контрольные колодцы.
Прокладка трубопроводов под и над зданиями и сооружениями не допускается. Трубопроводы с нефтепродуктами, проклады ваемые в перекрытых плитами непроходных полуподземных и подземных каналах, должны отстоять от производственных и вспомогательных зданий на расстояние, м, не менее: от стен с про емами —' 3, от стен без проемов —• 1.
Трубопроводы внутри сооружений (насосная станция и др.) на нефтебазе должны быть окрашены в цвета, установленные ГОСТ 14202—69 «Трубопроводы промпредприятия. Опознава тельная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки».
5.10. Опоры трубопроводов Опоры в зависимости от их назначения делят на подвижные и
неподвижные (иногда их называют «мертвые»). Подвижные опоры могут быть скользящие и направляющие. Скользящие опоры (катковые, роликовые, подвесные и др.) должны обеспечивать свобод ное перемещение трубопровода при изменении температуры. Направляющие опоры должны обеспечивать перемещение трубо провода только в осевом направлении. Неподвижные опоры долж ны обеспечивать жесткое неподвижное закрепление трубопровода. Неподвижные опоры по месту установки делят на концевые, на перегибе трубопровода и промежуточные. Конструкции непод вижных и подвижных опор следует принимать по нормалям маши ностроения, а также по ГОСТ, например по ГОСТ 14911—69* «Детали стальных трубопроводов. Опоры подвижные. Типы и основные размеры». Расстояние между неподвижными опорами за висит от конфигурации трубопровода и допускаемых напряжений в трубе и определяется расчетом. Расстояние между подвижными опорами, м.
упругости металла, кгс/м2; Р — масса 1 м трубопровода, включая массу нефтепродукта, изоляции и снега; g— ускорение свобод ного падения.
Расчет опор, подвесок и кронштейнов сводится к определению действующих нагрузок и проверки опор на прочность. Размер нагрузки определяется исходя из веса трубы, нефтепродукта, снеговой и ветровой нагрузок, изоляции и усилий от температур-
Рис. 5.28. Неподвижная опора с приваренным хомутом.
1 — Упор; 2 — хомут; 3 — полоса; 4 — уголок; 5 — шпилька.
Рис. 5.29. Подвижная опора типа ОПП-2 (ГОСТ 14911—69) для трубопроводов диаметром 50-400 мм.
1 — корпус; 2 — ребро.
Рис.5.30. Подвижная опора типа ОПХ-2 (ГОСТ 14911 —69) для трубопроводов диаметром 100 — 600 мм.
1 — корпус; 2 — проушина; 3 — ребро; 4 — хомут; 5 — упоры (для труб 350 мм и более); 6 — гайки; 7 — подушка.
ных деформаций. Подвижные опоры рассчитывают по вертикаль ным и горизонтальным нагрузкам. Вертикальная нагрузка, кгс,
где μ— коэффициент трения скольжения (качения); принимается равным 0,3 при трении стали о сталь или стали о чугун, 0,6 — стали о бетон; для Катковых опор коэффициент трения равен 0,05/R, где R — радиус катка, см.
Типы и размеры неподвижных опор выбирают в зависи мости от способа прокладки трубопровода и действующей на опору силы. Осевое усилие на неподвижные опоры зависит от способа компенсации температурных напряжений, типов компенсаторов
ирасположения опор и определяется по формулам, приведенным
вразделе 5.3. Расстояние между неподвижными и подвижными
опорами для ориентировочных расчетов можно брать по табл. 5.32. Конструкцию опор трубопроводов рекомендуется при нимать по ГОСТ 14911—69*, МН—4008 и по рабочим чертежам Ленинградского филиала Энергомонтажпроекта в зависимости от местных условий (рис. ,5.28—5.30).
Г Л А В А 6
НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ 6.1. Классификациями устройство
Транспортирование нефти и нефтепродуктов при их приеме и отпуске, а также и при внутрибазовых перекачках выполня ется в основном насосами, которые устанавливаются вместе с дви гателями в специально оборудованном помещении, называемом насосной станцией. Насосные станции по характеру работы и устройству делят на стационарные и передвижные.
К стационарным насосным станциям относят насосные станции нефтебаз. Их проектируют наземными или заглубленными. При этом для обеспечения необходимой высоты всасывания насосов рекомендуется размещать насосные станции на нефтебазах в наи более низких точках системы трубопроводов с минимальным удалением от мест приема нефтепродуктов (эстакад, нефтепричалов). Заглубление насосной станции при проектировании должно тщательно обосновываться, так как оно значительно увеличивает стоимость сооружения и ухудшает условия эксплуатации. Осо бенно важно это учитывать, когда насосная станция строится в водонасыщенных грунтах и требуется гидроизоляция. К стацио нарным относятся также насосные станции в блочно-комплектном исполнении, которые в настоящее , время получают все более широкое применение. Применение ,блок-боксов и блочно-ком- плектных установок сокращает сроки монтажа насосных станций.
К передвижным насосным станциям'относятся: плавучие и смонтированные на автомобилях и автоприцепах.
В стационарных насосных станциях устанавливают:
а) насосы для основных технологических операций (основные насосы) •— слива или налива железнодорожных цистерн, танке ров и нефтеналивных барж, перекачки по трубопроводам нефте базы и т. д.;
б) насосы для вспомогательных операций (вспомогательные на сосы) — зачистки железнодорожных цистерн, наливных судов, резервуаров и трубопроводов, расфасовки и налива в авто цистерны, бочки и мелкую тару, для обеспечения нормальной работы центробежных насосов и ряда других внутрибазовых операций.
Иногда для вспомогательных операций используются основные насосы. Оборудование насосной станции показано на рис. 6.1. В насосных при количестве основных насосов не более пяти (для складов I и II категории) и не более десяти (для складов III кате гории) задвижки и узлы задвижек (манифольды) могут находиться в одном помещении с насосами. При расположении узлов задвижек
вне зданий расстояние от ближайшей задвижки должно быть, м, не менее: до стены здания с проемами — 3, до стены здания без проемов — 1. Вне помещений насосных станций на нагнетатель ных и всасывающих трубопроводах должны быть установлены аварийные задвижки на расстоянии от насосной в пределах 10— 50 м. В этом случае аварийными задвижками могут служить за движки у устройств слива и налива или на технологических трубо проводах, если они расположены на расстоянии не более 50 м от насосной.
В насосных станциях ширина проходов между выступающими частями насосов должна быть не менее 1 м; при установке насосов шириной до 0,6 и высотой до 0,5 м ширину проходов допускается уменьшать до 0,7 м. Для монтажа и ремонта агрегатов в насосных станциях рекомендуется предусматривать:
а) при массе перемещаемого груза до 2,0 т — монорельсы с «кошками» и талями;
б) при массе перемещаемого груза более 2,0 т— передвижные кран-балки или мостовые краны с ручным управлением.
6.2. Насосы
На нефтебазах применяют в основном центробежные, поршне вые, роторные и винтовые насосы. На рис. 6.2 представлены гра фически области применения поршневых и центробежных насосов при перекачке нефтепродуктов в зависимости от их вязкости и подачи насосов. Наибольшее распространение получили центро бежные насосы с большой подачей, которые применяют в основном для'перекачки маловязких нефтепродуктов. Центробежные насосы характеризуются следующими основными техническими данными: подачей, м3/ч; развиваемым напором, м. ст, перекачиваемой жидко сти; мощностью N, потребляемой для привода насоса, квт; к. п. д.; частотой вращения п, об./мин; допустимой вакуумметрической высотой всасывания, м вод. ст.
Зависимость развиваемого напора, потребляемой мощности и к. п. д. от подачи насоса при определенном числе оборотов, выра женная графически кривыми] Q- H, называется характери стикой насоса. Кривые Q — Я строятся для одного и того же типа насоса при постоянном числе оборотов, но для различных диаметров рабочего колеса или для различных чисел оборотов одного диаметра рабочего колеса. На рис. 6.3 приведен нормаль ный ряд центробежных насосов, в котором выбор полей Q — Н выполнен таким образом, что они покрывают весь диапазон необ ходимых для нефтяной промышленности насосов. Перечень цен тробежных насосов, которые применяют для перекачки нефти и нефтепродуктов на нефтебазе, приведен в табл. 6.1. Маркировка насосов имеет следующие обозначения: первая цифра — диаметр всасывающего патрубка, мм, уменьшенный в 25 раз и округленный; вторая •— коэффициент быстроходности, уменьшенный в 10 раз