Трубопроводы технологические

Трубопроводы технологические

В проекте ПСП выполнена надземная прокладка трубопроводов на низких несгораемых опорах, согласно п.116 Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов». Трассы трубопроводов предусмотрены параллельными линиями застройки.

Надземные трубопроводы прокладываются эстакадами в один ярус на несгораемых опорах.

Высота яруса 0,4-1,2 метра.

Раскладка трубопроводов по ярусам выполнена согласно п.127 Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», в зависимости от группы трубопровода, из условия обслуживания эстакады, труб, арматуры, согласно п.131 Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов».

Расстояния между осями смежных трубопроводов принимаются согласно Приложению №9 к Руководству по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» с учетом возможности сборки, ремонта, осмотра, нанесения изоляции, а также величины смещения трубопровода при температурных деформациях.

Трубопроводы проложены с уклонами, обеспечивающими их опорожнение согласно п.115 Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов». Величина уклона принята не менее 0,002.

При выборе материалов и изделий для трубопроводов учтены следующие параметры:

  • расчетное давление;
  • свойства нефтепродукта (взрыво-пожароопасность, вредность, агрессивность, токсичность);
  • свойства материалов и изделий (прочность, хладостойкость, стойкость против коррозии, свариваемость и т.п.);
  • отрицательная температура окружающего воздуха для надземных трубопроводов.

Согласно п.38 Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», за расчетную отрицательную температуру воздуха при выборе материалов и изделий для технологических трубопроводов принята:

абсолютная минимальная температура района строительства минус 55 °C для трубопроводов надземной прокладки, предназначенных для периодического режима работы (так как температура стенки трубопровода, находящегося под давлением и вакуумом, может стать отрицательной от воздействия окружающего воздуха).

С целью предотвращения деформации при тепловом удлинении трубопроводов используются местные повороты трассы для естественной компенсации.

Технологические трубопроводы на ПСП монтируются из труб:

  • стальных бесшовных нефтегазопроводных повышенной эксплуатационной надежности из марки стали 13ХФА по ТУ 1317-006.1-593377520-2003 для трубопроводов наружным диаметром 57 мм и более;
  • стальных бесшовных холоднодеформированных по ГОСТ 8734-75* группы В по ГОСТ 8734-75* из марки стали 09Г2С для трубопроводов наружным диаметром менее 57 мм (спускники, воздушники).

Применяемые трубы испытаны на ударную вязкость при температуре минус 60ºС.

Применение труб из стали повышенной коррозионной стойкости, с повышенной толщиной стенки по отношению к расчетной и с учетом скорости коррозии обеспечат безопасную эксплуатацию трубопроводов не менее 18-20 лет.

Соединительные детали трубопроводов выполняются из стали 13ХФА — отводы по ГОСТ 17375-2001*, тройники по ГОСТ 17376-2001*, переходы по ГОСТ 17378-2001*.

Экспликация трубопроводов представлена в таблице 5.2.

Экспликация трубопроводов

ОбозначениеНаименованиеПримечание
Дт16  Трубопровод дизельного топлива с площадки для АЦ в резервуарТрубопровод с электрообогревом, толщина теплоизоляции, s=60 мм
Дт17Трубопровод дизельного топлива из резервуара на ДЭСТрубопровод с электрообогревом, толщина теплоизоляции, s=60 мм
Дт41Трубопровод дизельного топлива из резервуара на котельнуюТрубопровод с электрообогревом, толщина теплоизоляции, s=60 мм
Дт42Трубопровод аварийного сброса дизельного топлива из ДЭСТрубопровод без теплоизоляции и без электрообогрева
Н85Трубопровод нефти из резервуара в котельнуюТрубопровод с электрообогревом, толщина теплоизоляции, s=60 мм
Н86Трубопровод нефти циркуляционный из котельной в резервуарТрубопровод с электрообогревом, толщина теплоизоляции, s=60 мм
Дт46Трубопровод дизельного топлива из резервуара в контейнерную автозаправочную станцию (КАЗС)Трубопровод с электрообогревом, толщина теплоизоляции, s=60 мм
Дт47Трубопровод отвода аварийных проливов с площадки АЦТрубопровод без теплоизоляции и без электрообогрева
Дт48Трубопровод аварийного слива нефти/дизельного топлива с резервуаровТрубопровод без теплоизоляции и без электрообогрева
Н81/2Нефть топливная от резервуаров аварийного топлива в блок БПЖТТрубопровод с электрообогревом, толщина теплоизоляции, s=60 мм
Н80Нефть из резервуаров товарной нефти в резервуары аварийного топливаТрубопровод с электрообогревом, толщина теплоизоляции, s=60 мм
М1Трубопровод аварийного слива масла из ПС 35/10 кВтТрубопровод без электрообогрева, толщина теплоизоляции, s=80 мм.

Сортамент и механические свойства применяемых труб в соответствии с ТУпредставлены в таблицах 5.3 и 5.4.

Сортамент труб

Диаметр, ммНормативный документКласс прочностиМарка сталиТип трубыВес кг/мСпособ прокладки
325ТУ 1317-006.1-593377520-2003К5213ХФАстальная электросварная45,1подземная
219ТУ 1317-006.1-593377520-2003К5213ХФАстальная электросварная23,15подземная
108ТУ 1317-006.1-593377520-2003К5213ХФАстальная электросварная15,09надземная

подземная

89ТУ 1317-006.1-593377520-2003К5213ХФАстальная электросварная12,28надземная

подземная

57ТУ 1317-006.1-593377520-2003К5213ХФАстальная электросварная6,41надземная

Механические свойства труб

НаименованиеТУ 1317-006.1-593377520-2003ГОСТ 8734-75*
Конструкция трубы, технология изготовлениястальные бесшовные горячедеформированные нефтегазопроводные повышенной коррозионной стойкостистальные бесшовные холоднодеформированные
Марка стали13ХФА09Г2С
Временное сопротивление разрыву, Gврем, МПа, не менее491422
Предел текучести Gтек, МПа,

не менее

343245
Относительное удлинение, %,

не менее

2322
Ударная вязкость, Дж/см2при t = — 60°С, не менее 30 Дж/см2

 

Исходные данные для расчета толщины стенки технологических трубопроводов и результаты расчетов толщины стенки технологических трубопроводов представлены в таблицах 5.5 и 5.6.

Исходные данные для расчета толщины стенки технологических трубопроводов

Диаметр, мм1088957
Марка стали13ХФА13ХФА13ХФА
Временное сопротивление, МПа510510510
Предел текучести, МПа491

372

491

372

491

372

Относительное удлинение, %232323
Рабочее давление, МПа (р)0,62,4

0,6

0,6
Коэффициент прочности (n)111
Коэффициент несущей способности (α)111

 

Протяженность технологических трубопроводов приведена ниже (Таблица 5.5.1).

Протяженность технологических трубопроводов

Диаметр, ммГОСТ, ТУ и техническая характеристика трубопроводаНадземная прокладка, мПодземная прокладка, мВсего,

м

Масса,

кг

В анти-

корро-зион-ной изо-ляции

В тепловой изоляцииВ анти-

корро-зион-ной изо-ляции

В тепло-вой изоля-ции в ЭО
Без обогре-ваС обогре-вом
Трубопроводы давлением до 2,5 МПа
18х2,8ГОСТ 8734-75*/

В09Г2С ГОСТ 8733-74

221,4
57х6ТУ 1317-006.1-593377520-2003453925457,55
89х6-//-941310712,28
108х6-//-212312515,09
219х6-//-131331,52
325х8

патрон

ГОСТ 10704-91/В 09Г2С ГОСТ 10705-80808067,47

Результаты расчетов толщины стенки технологических трубопроводов

Обозначение

трубопровода

Марка

стали

Диа-

метр

мм

Давле

ние,

МПа

Ско-  рость

кор-

розии,

мм/год

Расчетная

(отбрако-

вочная)

толщина

стенки, мм

δр.=pD/

(2ψ[σ]+p)

Проверка на

прочность

[σ] ≤ R1

σ=npD/2δ

Тол-

щина

стенки

(при-

нятая),

мм

Срок

служ-бы

тру- бопровода, лет

 

[σ]R1
Дт1613ХФА891,60,10,13 (2)204,58248,0620
Дт1713ХФА890,070,10,04 (2)204,58248,0620
Дт4113ХФА890,070,10,04 (2)204,58248,0620
Дт4213ХФА1080,070,10,05 (2)204,58248,0620
Н8509Г2С570,20,10,05 (1,5)204,58248,0620
Н8609Г2С571,60,10,17 (1,5)204,58248,0620
Дт4613ХФА890,20,10,04 (2)204,58248,0620
Дт4713ХФА1080,070,10,05 (2)204,58248,0620
Дт4813ХФА890,070,10,04 (2)204,58248,0620
Н81/209Г2С570,20,10,05 (1,5)204,58248,0620
Н8009Г2С570,20,10,05 (1,5)204,58248,0620
М113ХФА2190,070,10,13 (2,5)204,58248,0818

В скобках таблицы 5.6 графа 6 указана минимальная величина расчетной отбраковочной толщины стенки согласно РТМ 38.001-94 таблица 4.1.

Скорость коррозии для малоагрессивной среды принята 0,1 мм/год. Слабоагрессивная среда принята 0,1 мм/год по РД 39-0147103-362-86.

Δрасч.=pD/2ψ[σ]+p, согласно РТМ 38.001-94 п. 5.1, где

ψ=1 п.4.1.2 РТМ 38.001-94 — для бесшовных элементов.

Δотбр.= npαDн/(2( R1+np)), согласно РД 39-132-94 п. 7.5.4.1, где α=1 для труб.

Назначенный срок службы трубопроводов равен расчетному сроку службы трубопроводов, указанному в табл.5.6

 

 

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: