Автомобильные перевозки нефтепродуктов

Одна из важнейших задач автомобильного транспорта нефтепродуктов – разгрузка железнодорожного транспорта от нерентабельных перевозок грузов на короткие расстояния, в первую очередь от перевозок мелкопорционных грузов.

Перевозки нефтепродуктов могут быть массовыми и мелкими отправками. Массовыми считаются перевозки больших количеств примерно однородных грузов, осуществляемых преимущественно методом централизованных перевозок. Перевозки мелкими отправками осуществляются как по договорам, так и по отдельным заявкам.

Бестарные перевозки жидких нефтепродуктов осуществляются в автомобилях-цистернах, у которых цистерна является одновременно кузовом и тарой для груза. Внутри цистерна обычно разделяется на отдельные, сообщающиеся между собой секции. Это делается для уменьшения гидравлических ударов на переднюю и заднюю стенки в момент резкого торможения или разгона. Для перевозки вязких нефтепродуктов внутри цистерны устанавливают подогреватели, чаще всего использующие тепло отработавших газов двигателя.

Автоцистерны можно классифицировать следующим образом:

- по назначению - для темных и светлых нефтепродуктов, газов;

- по размещению оборудования - на шасси, прицепах, полуприцепах;

- по вместимости - малой (до 5000 л), средней (5000-15000 л) и большой
вместимости (более 15000 л);

- по возможности заправки транспортных средств
(автотопливозаправщики).

Корпус цистерны выполняется в виде горизонтального резервуара, внутри которого установлены волнорезы. К верхней части резервуара приварена вертикальная цилиндрическая горловина, снабженная указателем уровня налива. На крыше горловины имеются смотровое окно с уплотненным стеклом, служащее для наблюдения за уровнем жидкости при заполнении цистерны до указателя уровня, наливной люк, снабженный фильтром с противовзрывными сетками, и дыхательный клапан.

Автоцистерна имеет воздухоотводящее устройство, исключающая возможность образования при ее заполнении жидкостью воздушных мешков.

Для обеспечения полного слива нефтепродукта автоцистерна в нижней части снабжена сливным патрубком с клиновой быстродействующей задвижкой.

Автоцистерны снабжаются противопожарным инвентарем и шлангами для приема и слива жидкости.

Налив нефтепродуктов в автоцистерны может осуществляться как через верхнюю горловину (верхний налив), так и через нижний патрубок цистерны (нижний налив).

В зависимости от мощности наливного пункта применяются наливные стояки с ручным управлением, установки автоматизированного налива с местным управлением и установки автоматизированного налива с дистанционным управлением.

Верхний налив автоцистерн имеет ряд существенных недостатков:

1. процесс налива может сопровождаться интенсивным образованием статического электричества;

2. необходимость ограничения подачи насосов;

3. большой удельный вес вспомогательных операций;

4. низкая производительность налива;

5. возможность засорения нефтепродукта механическими примесями, а также его испарения.

Нижний налив по сравнению с верхним более удобен: повышается производительность труда вследствие уменьшения трудоемкости, снижаются капитальные затраты на строительство эстакад и стояков, уменьшаются потери нефтепродуктов от испарения.

Нижний налив производится по трем схемам:

1. объем заливаемого нефтепродукта подается с помощью счетчика-дозатора, в процессе налива уровень нефтепродукта не контролируется;

2. внутри цистерны устанавливается автоматический клапан-отсекатель, прибор управления им и датчик уровня;

3. датчик уровня налива монтируется внутри цистерны, а клапан-отсекатель и прибор управления им – вне цистерны.

83.Генплан нефтебазы (перевалочной и распределительной).

Нефтебазы в зависимости от преобладающих операций делят на перевалочные и распределительные.

Перевалочные базы предназначены для перегрузки (перевалки) нефти или нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Кроме того, нефтепродукты и нефть могут поступать также и по маги­стральному нефтепродуктопроводу. Перевалочные базы имеют значительный грузооборот и общий объем, развитые приемо-раздаточные устройства и мощное насосное хозяйство. Располагают базы вблизи железных дорог, на берегах морей и судоходных рек.

Распределительные нефтебазы предназначены для непродолжительного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей. Они имеют небольшой объем и небольшой район обслуживания. Распределительные базы делят на вод­ные, водно-железнодорожные, железнодорожные, автодорожные и базы, снаб­жение которых производится от магистральных нефтепродуктопроводов.

В ген. план входят: разбивочный план; план организации рельефа; план земляных масс; сводный план инженерных сетей; план благоустройства.

Топографической основой для разработки ген. плана является площадки нефтебазы, на котором нанесены горизонтали, а так же близкорасположенные объекты (автомоб. и ж/д дороги, водопровод, жилые дома и т.д.).

Выбор площадки нефтебазы с учетом:

- разрывы между границами участков;

-роза ветров;

-транспортной доступности;

-энергоснабжение;

-водоснабжение и водоотведение;

-трудовых ресурсов;

-несущая способность грунта не менее 1 кгс/см²

1кгс/см²= 10⁴кгс/м² = 9,81*10⁴Н/м² = 98100Па

Опираясь на ситуационный план проектировщики размещают объекты нефтебазы, стремясь с одной стороны увязать их с соотв. комуникациями района, с другой минимизировать протяженность технологич. т/п.

Для привязки объектов нефтебаз на ген. план наносят координатную сетку со сторонами 100х100 или 50х50 м, которая увязывается с существующей топографической сеткой страны.

Линии сетки обозначают в горизонтальном направлении буквой «А», в вертикальном «Б». Привязка объектов нефтебаз к местности осуществляется для прямоугольных для обозначения координат углов, а для круглых обозначением центром.

Надпись означает, что рассматриваемая точка на 26 выше линии сетки 3А и на 78,6 м правее линии 0Б.

Кроме линии сетки на ген. план наносится роза ветров, длина лучей которой в основном пропорциональна частности ветра в рассматриваемом направлении.

При размещении объектов на территории нефтебазы придерживаются опред. правилами:

1) Участок хранения нефтепродуктов наиболее опасно в пожарном отношении, поэтому его выделяют в обособленную площадку, обнесенную обвалованием.

2) Участок транспортных операций следует располагать ближе к выезду, чтобы потребители находились на территории нефтебазы как можно меньше времени.

3) Участок очистных сооружений необходимо проектировать в наиболее низком месте площадки нефтебазы с тем, чтобы ливневые воды и промышленостные стоки могли поступать в нефтеловушку самотеком.

4) Участки вспомогательных сооружений должны быть отделены от других участков, т.к. там производится работа с открытым огнем. При этом котельный цех, ремонтный площадки сварочных работ и т.д. нужно размещать так, чтобы ветер не сносил дым и искры на резервуарные парки, разливные, ж/д тупики и др. объекты пожарной опасности.

Ген. план выполняется в масштабах 1:1000; 1:2000; 1:5000 (в 1 см 5000 см). Качество разработки ген. плана характеризуются рядом показателей:

Кз=

F_п – полезная площадь

F – площадь в ограждении.

Рациональное расположение сооружения и объектов на территории нефтебазы создает наиболее благопр. условия, обеспечивающие бесперебойность разведения технологических операций с соблюдением санитарно-гигиенических и противопожарных требованиям и определяет экономическую эффективность работы всего комплекса сооружений в целом. Объекты нефтебазы целесообразно объединять по их технологической или функциональной принадлежности и располагать на территории по зонам. Обычно выделяют 6-7 таких зон:

1. Зона ж/д станций: включает сливные устройства, насосные и компрессорные станции, хранилища жидкостей в таре, грузо-разгрузочные площадки, лаборатории, технологические т/п различного назначения, операторные помещения и др. объекты.

2. Зоны водных операций: опред. морскими и речными пирсами и причалами, насосными станциями, технологич. т/п, операторными манифольдами и др. сооружениями обеспеч. сливо-наливные операции в транспортные емкости.

3. Зона резервуарного хранения: включает резервуары технологич. т/п, газосборные, газовые обвязки, насосные, операторные, манифольды и др.

4. Зона различного отпуска: включает автоэстакады, устройства для налива нефтепродуктов в автоцистерны, разливочные хранилища для нефтепродуктов в таре, цеха затаривания, нефтепрод. Цеха регенерации отработанных масел, маслоосветительные установки, насосные, оперативные площадки чистой и грязной тары, автовесы, погрузочные площадки, лаборатории и т.д.

5. Зона очистных сооружений: буферные резервуары, песколовки, нефтеловушки, флотары, фильтры, биофильтры, хлораторные, азонаторные, пруды-отстойники, пруды-испарители, шлаконакопители (иловые площадки)

6. Зона подсобных зданий и сооружений: ремонтно-механические мастерские, пропарочные установки, котельные, малярные цеха, электростанции и трансформаторные станции, распределит.пункты, водопроводы, склады для тары и материалов, цеха по ремонту оборуд-я.

7. Зона административно-хозяйственная: объекты противопожарной службы, админ. здания, столовые, проходные, гаражи, объекты охраны и т.д.

Генеральный план – уменьшенное точное изображение положения объектов на местности в масштабе с привязкой к строительной сетке.

Разработка ген. плана производ. на основе нормативной документации и включает в себя:

1. Компоновка ген. плана

2. Разработка горизонтальной планировки

3. Разработка вертикальной планировки.

Цель компоновки: размещение объектов станции на площадке в первом приближении, при этом производится:

1. Зонирование территории. Зонирование территории – разбивка площадки на зоны, внутри каждой зоны размещаются технологически связанные между собой объекты равной степенью пожароопасности, позволяют сократить площадь застройки.

2. Максимальное блокирование объектов – объединение различных связанных между собой объектов в единый блок с образованием н-р ремонтно-эксплуат. блока, энергетического и т.д.), уменьшает площадь и протяженность внутриплощадочных коммуникаций.

3. Сведение к минимальному противопожарных и санитарных разрывов между объектами внутри зон и соседними зонами.

4. Обеспечение доступности транспорта ко всем объектам.

5. Возможность дальнешего развития станции.

84. типы и конструкции резервуаров нефтебаз.

Резервуары предназначены для хранения нефтепродуктов и проведения некоторых технологических операций.

Все резервуары нефтебаз можно классифицировать:

1. По материалу (металлические, железобетонные, каменные, землянные, горные и т.д.);

2. По величине избыточного давления:

- резервуары повышенного давления (р_изб>0,002 МПа);

- резервуары пониженного давления (р_изб<0,002 МПа);

3. По технологическим операциям (хранения маловязких нефтей и нефтепродуктов, хранения высоко вязких нефтей и нефтепродуктов, резервуары отстойники, резервуары смесители, резервуары специальных конструкций для хранения нефтей с высоким давлением насыщенных паров);

4. По конструкции: стальные (вертикальные, горизонтальные, каплевидные, шаровые), железобетонные (вертикальные, горизонтальные, прямоугольные и траншейные);5. По высотному расположению (подземные, заглубленные, надземные);6. По наличию средств сокращения потерь (со средствами и без средств сокращения потерь).

Резервуары горизонтальные стальные представляют собой горизонтальные цилиндрические конструкции с системой внутренних опор, предназначенных для восприятия внутренних и наружных нагрузок на стенку резервуара, с целью сохранения его геометрической формы.

РГС оснащаются, как правило, резервуарные парки мелких распределительных нефтебаз и АЗС, также они используются как буферные и аварийные емкости на нефтебазах всех типов. Объемный ряд: 5, 10, 25, 50, 75, 100 м³.

Преимущества: простота конструкции, малый удельный вес, не требует сооружения массивного основания, ремонтопригодность, отсутствие потерь нефтепродуктов от больших и малых дыханий. Недостатком является невозможность сооружения резервуара большего объема. Основными резервуарами РП крупных и средних нефтебаз, а также небольшой части мелких распределительных нефтебаз и АЗС являются резервуары вертикальные стальные, основными конструктивными элементами которых являются основание, стенка, крыша.

Для РВС наиболее используемые объемы: 1, 2, 3, 5, 10, 15, 20, 30 и 50 тыс.м³. В отечественной разработке резервуары 100 тыс.м³.

Для нормальной эксплуатации РВС оборудуются: 1. Верхний световой люк предназначен для проветривания во время ремонта и зачистки, а также для подъема крышки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса. 2. Вентиляционный патрубок устанавливают в верхней точке покрытия резервуара, в котором хранятся горючие нефтепродукты. Служат для постоянного сообщения газового пространства резервуара с атмосферой. Поперечное сечение патрубка затянуто медной сеткой, предупреждающей попадание искр внутрь резервуара. 3. Механические дыхательные клапана устанавливают на крыше у замерной площадки для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения в резервуаре при хранении в них легковоспламеняющихся нефтепродуктов и для предот­вращения разрушения резервуара путем выравнивания внутреннего давления в газовой фазе резервуара. Дыхательный клапан работает при повышении давления в резервуаре или вакууме выше расчетного. В первом случае он выпускает в атмосферу обра­зовавшуюся в резервуаре паровоздушную смесь и таким путем доводит давление в резервуаре до расчетного значения, а во втором случае, наоборот, при образовании разрежения впускает в резервуар атмосферный воздух и тем самым поддерживает расчетный вакуум. 4. Огневые предохранители, препятствующие проникновению внутрь резервуара огня и искр через дыхательные клапаны, устанавливают под дыхательными клапанами. 5. Замерный люк устанавливается на крыше резервуара на замерной площадке, служит для замера уровня нефтепродукта и отбора пробы из резервуара. 6. Прибор для замера уровня. 7. Нижний люк-лаз помещаемый в первом поясе резервуара на высоте 700 мм (расстояние оси люка до днища), предназначен для доступа внутрь резервуара рабочих, производящих ремонт и зачистку от скопившейся на дне грязи. Люк-лаз одновременно служит для вентиляции резервуаров при производстве огне­вых работ, а потому расположен диаметрально противоположно световому люку. Наименьший диаметр люк-лаза 500 мм. 8. Водоспускное устройство (сифонный кран), устанавливаемое на первом поясе резервуара, предназначено для периодического спуска подтоварной воды. 9. Хлопушка предотвращает утечку нефтепродукта из резервуара в слу­чае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Для резервуаров с понтонами и плавающими крышами используются хлопушки с управлением, встроенным в приемо-раздаточный патрубок. 10. Гидравлический предохранительный клапан устанавливается на крыше резервуара и играет роль аварийного дыхательного клапана случае выхода из строя механического дыхательного клапана. 11. Приемо-раздаточные устройства монтируются в первом (втором) поясе резервуара и предназначены для проведения сливо-наливных операций. 12. Пробоотборник типа ПСР применяют для полуавтоматического отбора проб по всей высоте налитого в резервуар нефтепродукта и слива пробы у основания резервуара. 13. Пеногенератор состоит из генератора высокократной пены в комплекте с пенокамерой специальной конструкции. Пеногенератор стацио­нарно укреплен на верхнем поясе резервуара, куда подается раствор пено­образователя; образующаяся пена через пенокамеру вводится внутрь ре­зервуара.

Существует два способа сооружения РВС :1. метод рулонирования заключается в развороте стенки резервуара из рулона, изготовленного на заводе, на месте установки резервуара. Преимущества: простата изготовления, высокие скорость и качество монтажа. 2. полистовый. Листы свариваются по поясам в стык. РВС более 20000 м3 сооружаются только этим методом из-за невозможности транспорта рулонов. Корпус РВС состоит из прямоугольных листов, имеющих определенный радиус изгиба. При проектировании стальных резервуаров стараются придерживаться стандартных размеров листа. В этом случае длина окружности резервуара кратна длине листа, а высота резервуара – высоте листа.

Железобетонные резервуары представляют собой заглубленную конструкцию прямоугольной или цилиндрической формы. По способу сооружения – монолитные или сборные. Для поддержания крыши резервуара во внутренней полости устанавливаются опорные стойки. Резервуары оборудуются дыхательной и предохранительной арматурой, средствами замера уровня жидкости и доступа внутрь резервуара.

Железобетонные резервуары весьма широко применялись, т.к. обладают сравнительно невысокой стоимостью при сооружении и эксплуатации, простотой сооружения и эксплуатации, а также низкой теплопроводностью. Недостатки: неремонтопригодность, высокая паровлагопроницаемость бетона, интенсивность коррозионных процессов в напряженной арматуре, необходимость заглубления резервуара для компенсации давления жидкости давлением грунта.

Объемный ряд ЖБР аналогичен объемному ряду РВС.

Асимметричные резервуары (резервуары повышенного давления):1. Шаровидные (шарообразные) резервуары (маркировка ДиСи) были разработаны в 70-х гг. Днепропетровским инженерно-строительным институтом. Благодаря форме резервуара, в нем можно хранить нефтепродукт под избыточным давлением больше чем в других типах резервуаров. Шарообразный резервуар представляет собой шар, установленный на опорах на основании. Резервуар оснащается дыхательной и предохранительной арматурой, средствами замера уровня жидкости и доступа в резервуар. Резервуарные парки, оснащенные резервуарами этого типа, могут оборудоваться КС для создания избыточных давлений в резервуарах.

2. Каплевидный резервуар отличается от шарообразного только формой оболочки.

Преимущества: возможность хранения продукта под высоки избыточным давлением, что исключает потери от «малых» дыханий и существенно сокращает потери от «больших». Недостатки: сложная форма конструкции; сложность при эксплуатации и сооружении; высокая стоимость резервуара; невозможность создания резервуара объемом более 3000 м³.

85.Оборудование резервуаров нефтебаз.

Для нормальной эксплуатации РВС оборудуются:

1. Верхний световой люк предназначен для проветривания во время ремонта и зачистки, а также для подъема крышки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса.

2. Вентиляционный патрубок устанавливают в верхней точке покрытия резервуара, в котором хранятся горючие нефтепродукты. Служат для постоянного сообщения газового пространства резервуара с атмосферой. Поперечное сечение патрубка затянуто медной сеткой, предупреждающей попадание искр внутрь резервуара.

3. Механические дыхательные клапана устанавливают на крыше у замерной площадки для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения в резервуаре при хранении в них легковоспламеняющихся нефтепродуктов и для предот­вращения разрушения резервуара путем выравнивания внутреннего давления в газовой фазе резервуара. Дыхательный клапан работает при повышении давления в резервуаре или вакууме выше расчетного. В первом случае он выпускает в атмосферу обра­зовавшуюся в резервуаре паровоздушную смесь и таким путем доводит давление в резервуаре до расчетного значения, а во втором случае, наоборот, при образовании разрежения впускает в резервуар атмосферный воздух и тем самым поддерживает расчетный вакуум.

4. Огневые предохранители, препятствующие проникновению внутрь резервуара огня и искр через дыхательные клапаны, устанавливают под дыхательными клапанами.

5. Замерный люк устанавливается на крыше резервуара на замерной площадке, служит для замера уровня нефтепродукта и отбора пробы из резервуара.

6. Прибор для замера уровня.

7. Нижний люк-лаз помещаемый в первом поясе резервуара на высоте 700 мм (расстояние оси люка до днища), предназначен для доступа внутрь резервуара рабочих, производящих ремонт и зачистку от скопившейся на дне грязи. Люк-лаз одновременно служит для вентиляции резервуаров при производстве огне­вых работ, а потому расположен диаметрально противоположно световому люку. Наименьший диаметр люк-лаза 500 мм.

8. Водоспускное устройство (сифонный кран), устанавливаемое на первом поясе резервуара, предназначено для периодического спуска подтоварной воды.

9. Хлопушка предотвращает утечку нефтепродукта из резервуара в слу­чае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Для резервуаров с понтонами и плавающими крышами используются хлопушки с управлением, встроенным в приемо-раздаточный патрубок.

10. Гидравлический предохранительный клапан устанавливается на крыше резервуара и играет роль аварийного дыхательного клапана случае выхода из строя механического дыхательного клапана.

11. Приемо-раздаточные устройства монтируются в первом (втором) поясе резервуара и предназначены для проведения сливо-наливных операций.

12. Пробоотборник типа ПСР применяют для полуавтоматического отбора проб по всей высоте налитого в резервуар нефтепродукта и слива пробы у основания резервуара.

13. Пеногенератор состоит из генератора высокократной пены в комплекте с пенокамерой специальной конструкции. Пеногенератор стацио­нарно укреплен на верхнем поясе резервуара, куда подается раствор пено­образователя; образующаяся пена через пенокамеру вводится внутрь ре­зервуара.

Существует два способа сооружения РВС:

1. метод рулонирования заключается в развороте стенки резервуара из рулона, изготовленного на заводе, на месте установки резервуара. Преимущества: простата изготовления, высокие скорость и качество монтажа.

2. полистовый. Листы свариваются по поясам в стык. РВС более 20000 м3 сооружаются только этим методом из-за невозможности транспорта рулонов. Корпус РВС состоит из прямоугольных листов, имеющих определенный радиус изгиба. При проектировании стальных резервуаров стараются придерживаться стандартных размеров листа. В этом случае длина окружности резервуара кратна длине листа, а высота резервуара – высоте листа.

Железобетонные резервуары представляют собой заглубленную конструкцию прямоугольной или цилиндрической формы. По способу сооружения – монолитные или сборные. Для поддержания крыши резервуара во внутренней полости устанавливаются опорные стойки. Резервуары оборудуются дыхательной и предохранительной арматурой, средствами замера уровня жидкости и доступа внутрь резервуара.

Железобетонные резервуары весьма широко применялись, т.к. обладают сравнительно невысокой стоимостью при сооружении и эксплуатации, простотой сооружения и эксплуатации, а также низкой теплопроводностью. Недостатки: неремонтопригодность, высокая паровлагопроницаемость бетона, интенсивность коррозионных процессов в напряженной арматуре, необходимость заглубления резервуара для компенсации давления жидкости давлением грунта.

Объемный ряд ЖБР аналогичен объемному ряду РВС.

Асимметричные резервуары (резервуары повышенного давления):

1. Шаровидные (шарообразные) резервуары (маркировка ДиСи) были разработаны в 70-х гг. Днепропетровским инженерно-строительным институтом. Благодаря форме резервуара, в нем можно хранить нефтепродукт под избыточным давлением больше чем в других типах резервуаров. Шарообразный резервуар представляет собой шар, установленный на опорах на основании. Резервуар оснащается дыхательной и предохранительной арматурой, средствами замера уровня жидкости и доступа в резервуар. Резервуарные парки, оснащенные резервуарами этого типа, могут оборудоваться КС для создания избыточных давлений в резервуарах.

2. Каплевидный резервуар отличается от шарообразного только формой оболочки.

Преимущества: возможность хранения продукта под высоки избыточным давлением, что исключает потери от «малых» дыханий и существенно сокращает потери от «больших». Недостатки: сложная форма конструкции; сложность при эксплуатации и сооружении; высокая стоимость резервуара; невозможность создания резервуара объемом более 3000 м³.

86. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НЕФТЕПРОВОДЫ НЕФТЕБАЗ
Трубопровод - сооружение, состоящее из плотно соединенных между собой труб, деталей трубопроводов, запорно-регулирующей аппаратуры, контрольно-измерительных приборов, средств автоматики, опор и подвесок, крепежных деталей, прокладок, материалов и деталей тепловой и противокоррозионной изоляции и предназначенное для транспортировки жидких и твердых нефтепродуктов.

К технологическим относятся находящиеся в пределах нефтебазы трубопроводы, по которым транспортируют различные вещества, в том числе сырье, полуфабрикаты, промежуточные и конечные продукты, отходы производства, необходимые для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.
Технологические трубопроводы классифицируют по роду транспортируемого вещества, материалу труб, рабочим параметрам, степени агрессивности среды, месту расположения, категориям и группам.

По роду транспортируемого вещества технологические трубопроводы разделяются на нефтепроводы, газопроводы, паропроводы, водопроводы, мазутопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, щелочепроводы, а также специального назначения /трубопроводы густого и жидкого смазочного материала, трубопроводы с обогревом, вакуумпроводы/ и др.

По материалу, из которого изготовлены трубы, различают трубопроводы стальные /из углеродистой, легированной и высоколегированной стали/, из цветных металлов и их сплавов /медные, латунные, титановые, свинцовые, алюминиевые/, чугунные, неметаллические /полиэтиленовые, винипластовые, фторопластовые, стеклянные/, футерованные /резиной, полиэтиленом, фторопластом/, эмалированные, биметаллические и др.

По условному давлению транспортируемого вещества трубопроводы разделяют на вакуумные, работающие при давлении ниже 0,1 МПа, низкого давления, работающие при давлении до 10 МПа, высокого давления /более 10 МПа/ и безнапорные, работающие без избыточного давления.

По температуре транспортируемого вещества трубопроводы подразделяются на холодные /температура ниже 0°С/, нормальные /от 1 до 45°С/ и горячие /от 46°С и выше/.

По степени агрессивности транспортируемого вещества различают трубопроводы для неагрессивных, малоагрессивных, среднеагрессивных сред. Стойкость металла в коррозионных средах оценивают скоростью проникновения коррозии - глубиной коррозионного разрушения металла в единицу времени /мм/год/. К неагрессивной и малоагрессивной средам относят вещества, вызывающие коррозию стенки трубы, скорость которой менее 0,1 мм/год, среднеагрессивной - в пределах от 0,1 до 0,5 мм/год и агрессивной - более 0,5 мм/год. Для трубопроводов, транспортирующих неагрессивные и малоагрессивные вещества, обычно применяют трубы из углеродистой стали; транспортирующих среднеагрессивные вещества, - трубы из углеродистой стали с повышенной толщиной стенки /с учетом прибавки на коррозию/, из легированной стали, неметаллических материалов, футерованные; транспортирующих высокоагрессивные вещества, - только из высоколегированных сталей, биметаллические, из цветных металлов, неметаллические и футерованные.

По месторасположению трубопроводы бывают внутрицеховые, соединяющие отдельные аппараты и машины в пределах одной технологической установки или цеха и размещаемые внутри здания или на открытой площадке, и межцеховые, соединяющие отдельные технологические установки, аппараты, емкости, находящиеся в разных цехах.

Внутрицеховые трубопроводы по конструктивным особенностям могут быть обвязочные /около 70% общего объема внутрицеховых трубопроводов/ и распределительные /около 30%/. Внутрицеховые трубопроводы имеют сложную конфигурацию с большим количеством деталей, арматуры и сварных соединений. На каждые 100 м длины таких трубопроводов приходится выполнять до 80...120 сварных стыков. Масса деталей, включая арматуру, в таких трубопроводах достигает 41% от общей массы трубопровода в целом.

Межцеховые трубопроводы характеризуются довольно длинными прямыми участками /длиной до нескольких сот метров/ со сравнительно небольшим количеством деталей, арматуры и сварных соединений. Масса деталей в межцеховых трубопроводах /включая арматуру/ составляет около 3...4%, а масса П-образных компенсаторов - около 7%.

Стальные трубопроводы разделяют на категории в зависимости от рабочих параметров /температуры и давления/ транспортируемого по трубопроводу вещества и группы в зависимости от класса опасности вредных веществ и показателей пожарной опасности веществ.

По степени воздействия на организм человека все вредные вещества разделяют на четыре класса опасности / ГОСТ 12.1.005-76 и ГОСТ 12.1.007-76/: 1 - чрезвычайно опасные, 2 - высокоопасные, 3 - умеренно опасные, 4 - малоопасные.

По пожарной опасности / ГОСТ 12.1.004-76/ вещества бывают: негорючие НГ, трудногорючие - ТГ, горючие - ГВ, горючая жидкость - ГЖ, легковоспламеняющаяся жидкость - ЛВЖ, горючий газ - ГГ, взрывоопасные - ВВ.

Технологические стальные трубопроводы, рассчитанные на Р_у до 10 МПа, в соответствии с инструкцией по проектированию технологических стальных трубопроводов на Р до 10 МПа / СН 527-80/ подразделяют на пять категорий /1- V/ и три группы /А, Б, В/, как показано в табл. 1.1.

Трубопроводы из пластмассовых труб /полиэтилена, полипропилена, поливинилхлорида/ в соответствии с инструкцией по проектированию технологических трубопроводов из пластмассовых труб /СН 550-82/ применяют для транспортировки веществ, к которым материал труб химически стоек или относительно стоек, и классифицируют по категориям и группам, установленным для стальных трубопроводов. При этом трубопроводы из пластмассовых труб запрещается применять для транспортирования вредных веществ 1-го класса опасности, взрывоопасных веществ и сжиженных углеводородных газов /СУГ/.

Трубопроводы из пластмассовых труб, по которым транспортируют вредные вещества 2-го и 3-го классов опасности, относят к категории 2 и группе А; легковоспламеняющиеся жидкости, горючие газы, горючие вещества, горючие жидкости относят к категории 3 и группе Б; а трудногорючие и негорючие - к категории 4 или 5 и группе В.В общем случае категория трубопровода устанавливается проектом, при этом определяющим является тот параметр трубопровода, который требует отнесения его к наибольшей категории.