Таблица 14.11
Укрупненные нормы водоотведения на нефтебазах, перекачивающих станциях и наливных пунктах (в м3 на 1000 т реализации или перекачки нефтепродукта)
|
Предприятие |
Годовой грузооборот |
Среднегодовое количество |
|
нефтепродуктов, |
|
нефтесодержащих стоков |
|
|
тыс.т/год |
|
|
|
|
|
до 100 |
49,2 |
|
Перевалочные |
от 100 до 500 |
49,2... 62,5 |
|
от 500 до 1000 |
62,5... 197,9 |
|
нефтебазы |
|
от 1000 до 5000 |
197,9...101,9 |
|
|
|
|
от 5000 до 10000 |
101,9...88,5 |
|
|
до 30 |
27,0 |
|
Распределительные |
от 30 до 60 |
27,0... 32,0 |
|
нефтебазы |
от 60 до 100 |
32,0... 68,0 |
|
|
от 100 до 300 |
68,0... 54,4 |
|
Головные насосные |
до 1000 |
6,8 |
|
станции магистральных |
от 1000 до 5000 |
6,8... 4,4 |
|
нефтепродуктопроводов |
от 5000 до 10000 |
4,4...2,8 |
|
Промежуточные насосные |
до 1000 |
3,8 |
|
станции магистральных |
от 1000 до 5000 |
3,8...2,7 |
|
нефтепродуктопроводов |
от 5000 до 10000 |
2,7...1,9 |
|
Наливные пункты |
до 3000 |
4,7 |
|
свыше 10000 |
3,6 |
|
|
и разрушить их относительно сложно. Содержание нефти в таких эмульсиях от 50 до 300 мг/л.
Очень незначительная часть нефтяных частиц растворяется в воде. Их содержание лежит в пределах от 5 до 20 мг/л.
На нефтебазах и насосных станциях для очистки нефтесодержа щих вод используются механический, физико-химический, хими ческий и биохимический (биологический) методы.
Механический метод применяют для отделения грубодисперс ных нефтяных частиц. Он реализуется, например, в нефтеловушках. После очистки в них вода может быть использована, в основном на технологические нужды предприятия или спущена в водоемы.
Для извлечения эмульгированных и частичного удаления раство ренных нефтяных частиц используются физико-химические методы (например, флотация).
Окончательная очистка нефтесодержащих стоков осуществляет ся с помощью химических и биохимических методов.
Сведения о степени очистки нефтесодержащих вод, достигае мой на различных сооружениях, приведены в табл. 14.12.
Наибольшее распространение на предприятиях транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов получили нефтеловушки.
Подбор нефтеловушки Исходными данными для расчета являются средний расход неф
тесодержащих вод , минимальный диаметр нефтяных частиц dM, которые должны быть отделены в нефтеловушке, а также температу ра очищаемых вод Тв.
Нефтеловушка представляет собой динамический отстойник, в котором за время пребывания нефтесодержащих вод нефтяные час тицы диаметром dMуспевают достичь поверхности воды. Необходи
мая длина нефтеловушки рассчитывается по формуле |
|
|
h w |
(14.39) |
|
L. = • |
где |
k„ (uo - W . ) ’ |
hn =l,2...2 м; |
hn — глубина проточной части нефтеловушки, |
w - |
средняя скорость потока; рекомендуется принимать w = 4...6 мм/c.; |
kH—коэффициент использования объема нефтеловушки, учитываю щий наличие зон циркуляции и мертвых зон, которые практически не участвуют в процессе очистки, к н =0,5 ; и0 —скорость всплытия (гидравлическая крупность) нефтяных частиц диаметром dH; w, - удерживающая скорость потока; при ламинарном режиме течения в нефтеловушке w, = 0, а при турбулентном
где Хн —коэффициент гидравлического сопротивления нефтеловушки. Гидравлическая крупность нефтяных частиц определяется по
формуле Стокса
_ g - ^ ( p » - p )
(14.41)
°18-P„
где рв, цв —соответственно плотность и динамическая вязкость воды при температуре Тв (табл. 14.13).
Расчетный часовой расход нефтесодержащих вод
Q = (14.42)
P
где к час —часовой коэффициент неравномерности поступления неф тесодержащих вод, к час =1,3.
Необходимая ширина секции нефтеловушки
где N H- число секций нефтеловушки (табл. 14.14).
Найденные величины LH и В сравниваются с размерами типо вых нефтеловушек, после чего выбирается ее тип.
Таблица 14.12
Степень очистки нефтесодержащих вод на различных очистных сооружениях
Сооружение
Нефтеловушка Флотационная установка (с коагуляцией) Пруд-отстойник
Станция биологической очистки Установка озонирования (две ступени)
Содержание нефтепродуктов в воде, мг/л
|
поступающей |
очищенной |
|
в сооружение |
|
|
|
400... 15000 |
50... 100 |
|
50...100 |
15...20 |
|
о |
о о |
15...30 |
|
|
о( л |
|
NJ о |
5...10 |
|
10...15 |
1...3 |
Таблица 14.13
Зависимость динамической вязкости и плотности воды от температуры
Т, К |
273 |
275 |
278 |
283 |
288 |
293 |
25 |
30 |
ц,-103, Па-с |
1,792 |
1,673 |
1,519 |
1,308 |
1,140 |
1,005 |
0,894 |
0,801 |
рш, кг/м3 |
999,8 |
999,9 |
1000,0 |
999,7 |
999,0 |
998,2 |
997,1 |
995,7 |
Таблица 14.14
Основные параметры типовых горизонтальных нефтеловушек
|
Пропускная |
Число |
Глубина |
Размеры одной секции, м |
Номер |
|
способность, |
проточной |
типового |
|
секций |
|
|
|
|
м3/4 |
части, м |
ширина |
длина |
высота |
проекта |
|
|
|
18 |
1 |
1,20 |
2 |
12 |
2,4 и 3,6 |
902-2-157 |
|
36 |
2 |
1,20 |
2 |
12 |
2,4 и 3,6 |
902-2-158 |
|
72 |
2 |
1,25 |
3 |
18 |
2,4 и 3,6 |
902-2-159 |
|
108 |
2 |
1,50 |
3 |
24 |
2,4 и 3,6 |
902-2-160 |
|
162 |
2 |
2,00 |
3 |
30 |
2,4 и 3,6 |
902-2-161 |
|
396 |
2 |
2,00 |
6 |
36 |
2,4 |
902-2-3 |
|
594 |
3 |
2,00 |
6 |
36 |
2,4 |
902-2-17 |
|
792 |
4 |
2,00 |
6 |
36 |
2,4 |
902-2-18 |
§ 14.6. Грозозащита объектов насосных станций и нефтебаз
Под молниезащитой понимается комплекс ме роприятий по защите от воздействия молнии, обеспечивающих бе зопасность людей, сохранность зданий, сооружений и оборудования от взрывов, загораний и разрушений.
По молниезащите здания и сооружения в зависимости от их пожарной опасности делятся на три категории (табл. 14.15).
Наиболее простыми, дешевыми и эффективными средствами молниезащиты являются стержневые молниеотводы.
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода на уровне
земли представляет собой круг с радиусом |
|
г = l,5 h , |
(14.44) |
где h - высота молниеотвода. |
|
|
Таблица 14.15 |
Сведения о категориях молниезащиты |
|
Категория
молниезащиты
I
II
III
Здания и сооружения, подлежащие обязательной молниезащите
Здания и сооружения с помещениями, относимыми к классам В-1 по ПУЭ.
Молниезащита в указанных зданиях и сооружениях выполняться независимо от места расположения на всей территории РФ.
Здания и сооружения с помещениями, относимыми к классам В- Ia, В-16 и В-Н по ПУЭ. Молниезащита в указанных помещениях должна выполняться в местностях на территории РФ со средней грозовой деятельностью 10 и более грозовых часов в год.
Наружные технологические установки, относимые по ПУЭ к классу В-1г на всей территории РФ.
Здания и сооружения с помещениями, относимыми к классам П-1, П-Па и П-Ш по ПУЭ. Молниезащита в указанных помещениях должна выполняться в местностях со средней грозовой деятельно стью 20 и более грозовых часов в год и при ожидаемом поражении молнией сооружения не менее 0,05 в год.
Молниезащита вертикальных наружных труб котельных высотой от 15 до 30 м от поверхности земли, водонапорных башен и пожарных вышек высотой от 15 до 30 м должна выполняться
в местностях со средней грозовой деятельностью 20 и более грозо вых часов в год.
Молниезащита всех типов вертикальных наружных труб, про мышленных предприятий и центральных котельных высотой 30 м и более от поверхности земли должна выполняться независимо от места расположения на территории РФ.
В вертикальной плоскости зона защиты зависит от высоты объекта
h*. При hx - j h зона защиты находится внутри конуса, образующая
которого соединяет точку на высоте 0,8h молниеотвода и точку на расстоянии l,5h от основания молниеотвода по горизонтали. А для
объектов высотой h x > - jh зона защиты находится внутри конуса,
образующая которого соединяет вершину молниеотвода и точку на расстоянии 0,75h по горизонтали от его основания.
Зависимость радиуса зоны защиты гх на высоте hx от поверхно сти земли такова
|
fl,25k - (h - l,25h„) при |
0 < h x < j h |
(14.45) |
|
r‘ "{o,625k.(h-hx) |
2 |
|
|
при —п < п х <п
где к - постоянный коэффициент; для стержневых молниеотводов к=1,2. Зона защиты двух стержневых электродов перекрывается (рис. 14.3).
В наиболее узкой части ширина защитной зоны равна 2г0х, где г0х - величина, определяемая по формуле
(14.46)
В вертикальной плоскости зона защиты ограничивается дугой, проходящей через вершины молниеотводов, с радиусом
R = 4 h - h 0, |
(14.47) |
где h0 — наименьшая высота зоны защиты |
|
h0 = 4h - ^ 9 h 2 + 0,25а! ; |
(14.48) |
а - расстояние между молниеотводами.
Можно решать и обратную задачу: определение высоты молние
отвода по заданным величинам h0 и а |
|
h = 0,571 • h0 + Vo,183hJ + 0,0357а3 |
(14.49) |
При определении зоны защиты нескольких молниеотводов рас чет выполняется раздельно для каждой пары.
б)
Рис. 14.3 Зоны защиты стержневых молниеотводов:
а - одиночных; б - двойных
Отвод токов молнии осуществляется через заземлители. Они могут быть выполнены: 1) из труб диаметром до 50 мм с толщиной стенки не менее 3,5 мм и длиной 2...3 м; 2) из стальных прутков диаметром 25 мм, соединяемых полосой из стали 40x4 мм: 3) из закольцован ных стальных полос (например, 40x4 мм) длиной до 30 м; 4) из пла стин оцинкованной стали размером 0,5x2 м и толщиной 4...5 мм. Глубина их заложения от поверхности земли должна быть 0,5...0,8 м.
Сопротивление растеканию тока с данных заземлителей опреде ляется по формулам (Ом):
- для трубчатых
|
Гt |
Ъ L л Г1 45, +£ |
(14.50) |
|
R = Гг In:----2-+ 0,51п—5----- |
|
2п£ 3 V |
d |
|
4 5 -^ 3 У |
|
|
ДЛЯ ПОЛОСОВЫХ |
|
|
|
|
|
R |
Гг . |
2 |
- £ |
(14.51) |
|
= ——— In |
b |
-5 * |
|
р |
2п£. |
|
- |
для кольцевых |
|
|
|
|
|
р |
2TCD, |
b - 5 |
(14.52) |
|
|
- |
для пластинчатых |
|
|
|
|
R„ = — |
— |
1 + —arcsin |
ё |
(14.53) |
р |
8 |
VF |
п |
452 + — |
|
|
|
|
|
) |
|
|
|
|
п |
где г г - удельное электросопротивление грунта, |
О м м ; ^3,d3,5 - |
длина, диаметр и толщина стенки заземлителя; Ь3,5 —ширина и тол щина полосы заземления (для стального прутка b3 =2d3); F3 - пло щадь пластины заземлителя.
Сопротивление заземлителей должно быть: для зданий и соору жений I и II категории — не более 10 Ом, для объектов III катего рии - не более 20 Ом.
§14.7. Система размыва парафинового осадка
врезервуарах
Накопление осадков на днище резервуаров ве дет к уменьшению их полезного объема и вызывает затруднения при учете нефти и нефтепродуктов.
Масса осадка, накопленного в резервуаре к моменту времени т , равна
|
М0 = С^, • Fp' Нр • v |
• т , |
(14.54) |
где Сор — массовая концентрация взвеси, |
выпадающей |
в осадок, |
Сор = |
(0,1...2)-10-3; Fp, Нр - соответственно площадь сечения и вы |
сота резервуара; т|р —коэффициент его заполнения; рн - |
плотность |
нефти; Поб - коэффициент оборачиваемости резервуара. |
|
Соответственно, объем отложений составляет |
|
|
V „=M 0/p 0 , |
|
(14.55) |
а их высота в резервуаре |
|
|
|
h„=V 0/Fp , |
|
(14.56) |
где р0 |
- плотность отложений. |
|
|
Наиболее распространенным способом удаления парафиновых отложений из резервуаров путем их взвешивания с помощью веер ных сопел (размывающих головок) и последующей откачки вместе с нефтью. Алгоритм расчета системы размыва отложений при задан ном количестве сопел пс таков.
Необходимый радиус действия одного сопла
0,5Др |
при |
nc = 1, |
RС - Д р |
|
(14.57) |
4 • cos |
при |
пс > 3, |
Скорость истечения нефти из сопла © 0, при которой будут взве шены парафиновые частицы на расстоянии Rc от него
где ©min - минимально необходимая скорость для взвешивания па рафиновых частиц, comin = 0,2 м/с; 8t - поправка, учитывающая тре ние веерной струи о днище резервуара
8, = J l-0 ,8 7 5 Re^“ ln 5 i ; |
(14.59) |
Re0 - число Рейнольдса при истечении нефти из веерного сопла ра диусом г0
V
в0 - высота кольцевой щели веерного сопла; v - кинематическая вязкость нефти, используемой для взвешивания осадка.
Таблица 14.16
Справочные данные по размерам веерных сопел с регулируемой высотой щели (м)
|
Параметр |
Условный диаметр сопла, мм |
|
100 |
350 |
|
|
|
Го |
0,055 |
0,175 |
|
dn |
0,11 |
0,265 |
Нетрудно видеть, что величина со0 определяется по формуле (14.58) методом последовательных приближений.
Необходимый расход нефти, подаваемой насосом к веерным соплам
QH= 2я ■со0 • в0 • г0 • пс . |
(14.61) |
Минимально необходимый напор насоса, используемого для размыва парафиновых отложений
н Н = н СТ + н С + н Тр.В + н Тр.Н |
(14.62) |
где Нст —уровень нефти в резервуаре; Нс - потери напора при исте чении нефти через веерное сопло
2 -g'Hc
цс —коэффициент расхода сопла, ориентировочно рс = 0,7, а более точно
|
Нс = 0,68 ReС0,02 |
/ |
( |
(14.64) |
|
Чво |
\ |
|
|
|
Rec —число Рейнольдса для нефти, вытекающей из сопла, |
|
К |
O V B ^; |
|
(14.65) |
|
|
V |
|
|
dn - диаметр корпуса сопла; г3 - |
радиус скругления выходных кро |
мок, г3 = (0,01...0,15) dn; Н^,,, |
- потери напора соответственно во |
внутрирезервуарной и внерезервуарной трубопроводной обвязке. |
При расчете |
ориентировочно можно принять, что сначала |
нефть с расходом QHподается к центру резервуара, а затем с расхо |
дом Q„/nc —к каждому из сопел. Величина же |
складывается из |
потерь на трение по длине, а также из потерь на местных сопротив лениях (задвижке и фильтре).
По найденным величинам QHи Нн выбирается тип насоса. Для определения оптимального количества веерных сопел необ
ходимо выполнить технико-экономический расчет.
Общие капиталовложения в систему размыва парафиновых от ложений К складываются из стоимости сопел Кс, стоимости трубо проводной обвязки К,, (включая трубы, задвижку и фильтр), а также
стоимости насоса Кн, т.е. |
|
|
|
|
К =К + К Т+КН, |
|
|
(14.66) |
где |
|
|
|
|
|
Кс-стс -пс ; К ^ ^ а - ^ + К з + К ф ; |
KH~ 2 8, 7 -N h; |
(14.67) |
стс - |
цена одного веерного сопла, а с=85 |
руб (цены |
1987 г.); ст; - |
цена |
1 погонного метра трубы длиной t x; |
К3, Кф - |
цена соответ |
ственно задвижки и фильтра; N H- требуемая мощность насоса (кВт), определяемая по формуле (3.5).
При отсутствии справочных данных о цене элементов системы можно воспользоваться следующими приближенными формулами:
cjj = 58,48*dj; K3 =6782 d1,72 Кф = 1352-dJ75 |
(14.68) |
где dj, d3, dф —диаметры соответственно трубы, задвижки и фильтра.
