Раздел технологические решения склада ГСМ. Технологические трубопроводы и оборудование.

Формат dwg

В состав склада ГСМ входят следующие технологические блоки и оборудование:

Установка нижнего слива УСН-100.4 – 3 шт.
• Измерительный комплекс АСН – 1 НОРД Ду100 (0 – Yok) – 3 шт.
• Измерительный комплекс АСН – 12ВГ НОРД Ду100 – 1шт.
• Резервуар V-1000м3 – РВС1000-02.13 КМД - 1 шт.
• Стояк верхнего налива АСН-5, 12ВГ модуль Ду100 1/1 – 1шт.
• Топливо-раздаточная колонка для заправки тепловозов 2УТЭД-400-0,25-НОРД.
• Топливораздаточная колонка для заправки автомобилей 1 КЭД Ливенка 11101СН НОРД.

В настоящей части рабочей документации рассматриваются технологические трубопроводы и оборудование.

Трубопроводы, транспортирующие дизельное топливо в пределах экипировочного пункта, согласно ПБ 03-585-03, относятся к группе Бб категории III.

Материал и сортамент труб для рабочих давлений до 1,6 МПа выбран в соответствии с ПБ 03-585-03и существующей номенклатурой заводов-изготовителей.

Трубы по ГОСТ 8732-78, ГОСТ 8734-75* должны поставляться в соответствии с техническими требованиями ГОСТ 8731-74, ГОСТ 8733-74, с гарантией гидроиспытаний, а при толщине стенки 6мм и более – с гарантированной ударной вязкостью, определенной на образцах Шарпи и образцах Менаже по ГОСТ 9454-78. Ударная вязкость на образцах Шарпи должна быть не менее 24,5 Дж/см2 при температуре минус 20 ºС, на образцах Менаже – не менее 29,4 Дж/см2 при температуре минус 40 ºС. Соединительные детали трубопроводов на рабочее давление до 1,6 МПа выбраны по ГОСТ 17375-2001, ГОСТ 17376-2001, ГОСТ 17378-2001, ГОСТ 17379-2001.

Выбор арматуры осуществлен с учетом максимальных давлений, а также максимальных и минимальных температур, при которых работает арматура в процессе эксплуатации. Арматура принята из хладостойких сталей 09Г2С и ей подобных. Вся принятая запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах нефти принимается по классу герметичности затвора “А” ГОСТ 54808-2011 «Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов.

Производство, контроль качества и приемку работ по монтажу оборудования и трубопроводов выполнить в соответствии с требованиями СНиП 3.05.05-84, РД 09-364-00. Производство работ по монтажу, контролю качества, испытаниям и приемке в эксплуатацию трубопроводов давлением Рраб. < 1,2 МПа выполнить в соответствии с CП 62.13330.2011, ГОСТ 16037-80.

До начала монтажа внутренние поверхности трубопроводов должны быть очищены от окалины, ржавчины и продуты сжатым воздухом.

Сварку и контроль качества сварных соединений технологических трубопроводов производить согласно ПБ 03-585-03, ГОСТ 7512-82*, ГОСТ 6996-66*.

Контролю качества ультразвуковым или радиографическим методом подвергнуть 100% сварных соединений трубопроводов. Объем контроля сварных швов производится согласно таблице 12 пункта 7.3.9 ПБ 03-585-03.

Работы по антикоррозийной защите следует выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ 12.3.016-87, ГОСТ 12.3.002-75*, ГОСТ 9.602-89*, СНиП 2.03.11-85, СНиП 3.04.03-85.

После укладки в траншею трубопровод на всем протяжении должен опираться на нетронутый или плотноутрамбованный грунт.

Обратную засыпку траншеи производить в два приема:

• присыпка, подбивка пазух под трубопроводом и частичная засыпка траншеи на высоту 0,25-0,3 над верхом трубы;
• окончательная засыпка.

Изоляцию подземных соединительных деталей трубопроводов выполнить согласно Р 429-81. Надземные трубопроводы покрыть эмалью ЭП-1155 ТУ 6-10-1504-75 в два слоя по грунтовке ЭП-057 ТУ 2312-01.9-27524984-2001 в два слоя.

Опознавательную окраску трубопроводов выполнить согласно ГОСТ 14202-69. Защиту наружных надземных трубопроводов от атмосферной коррозии предусмотреть согласно ПБ 03-585-03.

Антикоррозионную защиту вертикального цилиндрического резервуара объемом 1000 м3 необходимо производить после гидравлического испытания в строгом соответствии, с технических инструкциями материалов фирмы Hempel. Подготовку внутренней и наружной поверхности резервуара к проведению работ по антикоррозионной защите производить после проведения гидроиспытаний в соответствии с разделом X ПБ 03-605-03.

Проектом предусматривается антикоррозионная защита резервуара в составе:

- Наружная поверхность резервуара: наружная поверхность резервуара, наружная поверхность кровли, площадки обслуживания в каре покрыть антикоррозионным защитным покрытием в составе: грунтовочный слой Hempadur Zn 17360 (толщина слоя сухой пленки 40 мкм), промежуточные грунтовочный слой Hempadur Mastic 45880 (толщина слоя сухой пленки 150 мкм), покрытие Hempadur Topcoat 55210 (толщина слоя сухой пленки 50 мкм). Общая толщина покрытия составляет 240 мкм;

- Внутреннюю поверхность резервуара: днище резервуара, внутренняя поверхность стенки, кровли, патрубки и люки внутри резервуара-система нормального типа в составе: Hempadur 85671 -3 слоя. Общая толщина покрытия составляет 360 мкм;

Производство, контроль качества и приемку работ по теплоизоляции трубопроводов вести в соответствии со СНиП 2.04.07-86*, СНиП 3.04.01-87, CП 61.13330.2012.

Производство работ по монтажу металлоконструкций выполнить в соответствии с требованиями СНиП 3.03.01-87.

Испытание трубопроводов на прочность и плотность производить гидравлическим способом. Испытание на прочность проводить при давлении -1,25Рраб., испытание на плотность при рабочем давлении. При отрицательных температурах гидравлические испытания водой допускаются только при условии предохранения трубопроводов и арматуры от замораживания.

Дополнительно, в соответствии с п.8.5.1. ПБ 03-585-03, провести пневматическое испытание трубопроводов на герметичность при рабочем давлении.

Гидравлические испытания вертикального цилиндрического резервуара проводить наливной водой согласно требований ПБ 03-605-03. Гидравлические испытания следует проводить наливом воды на отметку 11250 мм, соответствующий аварийному максимальному уровню налива дизтоплива и выдержкой под этой нагрузкой не менее 72 часов. Налив воды следует осуществлять ступенями с промежутками времени, необходимыми для выдержки и проведения контрольных осмотров. По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций и сварных швов.

В течении всего периода гидравлических испытаний все люки и патрубки в стационарной крыше резервуара должны быть открыты.

Для электрической изоляции надземных трубопроводов от опорной конструкции установить резиновые прокладки толщиной не менее 5мм между хомутом опоры и телом трубы. Минимальная температура стенки труб при сварке замыкающих стыков (захлестов) должна быть не ниже минус 10°С.

Замыкающие стыки трубопроводов должны быть выполнены и испытаны по требованиям «гарантийных» сварных соединений.