Дренаж подтоварной воды из резервуара. Подтоварная вода
Подтоварная вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3
Подтоварная вода
Cтраница 3
При определении подтоварной воды ленту в натянутом виде прикрепляют с помощью кнопок к деревянным пробкам, вставленным в боковые отверствия на лоте или в нижнем конце метроштока. Водочувствительная лента выдерживается в резервуаре при замере светлых нефтепродуктов 5 - 10 минут. [31]
Для удаления подтоварной воды, остатков нефти и нефтепродуктов и зачистки резервуаров предусматривается зачистная труба с насадкой, опущенная в приямок. [32]
Для сброса подтоварной воды из резервуаров в США применяют автоматический регулятор, основанный на разности диэлектрических постоянных нефти и воды. Датчиком является конденсатор, включенный в цепь электрического моста с электронным усилителем. Измерительная часть регулятора построена аналогично измерительной части прибора для определения процентного содержания воды в нефти. В качестве исполнительного органа применяется дистанционно управляемый клапан нормально закрытого или нормально открытого типа. [33]
Толщину слоя подтоварной воды определяют при помощи водочувствительной бумаги или пасты, наносимой на нижний конец замерной ленты. [34]
Контроль сброса подтоварной воды из резервуаров может осуществляться устройством СГРУЗ, основанным на приеме сигнализатором ультразвуковых сигналов, отраженных от поверхности раздела фаз двух не смешивающихся одна с другой жидкостей. Излучатель ультразвуковых колебаний и приемный пье-зокристалл в акустическом преобразователе симметричны и расположены под углом 70 к контролируемой поверхности. Отраженный сигнал, попадая в приемный пьезокристалл, вызывает срабатывание реле, которое сигнализирует о моменте достижения поверхностью раздела фаз контрольного положения. [36]
Для измерения подтоварной воды применяются водочувст-вительные ленты или пасты. [37]
Количество сбрасываемых подтоварных вод зависит от обводненности нефти и нефтепродуктов. [38]
При спуске подтоварной воды из резервуаров необходимо находиться с наветренной стороны. Отводить подтоварную воду по открытым каналам и желобам запрещается. [39]
Для удаления подтоварной воды из вертикальных цилиндрических резервуаров, предназначенных для хранения нефтепродуктов, организуется система дренирования подтоварной воды. [40]
Если слой подтоварной воды в судне составляет более 10 см, она откачивается перед выгрузкой пароходством или нефтебазой за счет пароходства. Если подтоварная вода появилась вследствие отстоя принятого пароходством к перевозке обводненного нефтепродукта, откачка воды производится нефтебазой или пароходством за счет нефтебазы. [41]
В состав подтоварных вод промыслов входят в основном ионы калия, натрия, магния, кальция, хлора, сульфатов и бикарбонатов. В зависимости от соотношения этих ионов пластовые воды промыслов классифицируют по четырем типам: сульфонат-риевые, гидрокарбонатно-натриевые, хлормагниевые и хлор-кальциевые. Коррозионная активность этих всех вод, как правило, невелика. Для месторождений Урала, Поволжья и Западной Сибири основным типом вод нефтепромыслов являются хлор-кальциевые воды. Сами пластовые воды месторождений нейтральны ( рН порядка 6 5 - 7 5) и колебания минерализации относительно мало влияют на химическую активность этих вод. Основное влияние на коррозионные свойства минерализованных вод оказывают такие активные стимуляторы коррозии, как сероводород, СО2 и кислород. [42]
Расход сбрасываемой отстойной и подтоварной воды из резервуара с нефтепродуктами через специальный спускной, кран зависит от высоты слоя продукта в резервуаре и степени открытия крана и находится в пределах 5 - 20 л / сек. Количество очищаемых в месяц резервуаров составляет 50 % от общего их числа. [43]
Расход сбрасываемой отстойной и подтоварной воды из резервуара с нефтепродуктами через специальный спускной кран зависит от высоты слоя продукта в резервуаре и степени открытия крана и находится в пределах 5 - 20 л / сек. Количество очищаемых в месяц резервуаров составляет 50 % от общего их числа. [44]
Расход сбрасываемой отстойной и подтоварной воды из резервуара с нефтепродуктами через специальный спускной кран зависит от высоты слоя продукта в, резервуаре и степени открытия крана и находится в пределах 5 - 20 л / сек. [45]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Наличие - подтоварная вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Наличие - подтоварная вода
Cтраница 1
Наличие подтоварной воды легко определить путем прямого замера метрштоком с водочувствнтельной лентой. Для определения содержания взвешенных частиц воды в нефтепродуктах пользуются качественными и количественными методами анализа. Первые позволяют ответить на вопрос, содержится ли вода в исследуемом нефтепродукте. К качественным методам анализа относятся определение прозрачности и проба на потрескивание. [1]
Наличие подтоварной воды в резурвуарах не допускается. [2]
При хранении в резервуарах топлив для реактивных двигателей, авиационных бензинов, автомобильных этилированных бензинов и бензинов для пиролиза не допускается наличие подтоварной воды выше минимального уровня, обеспечиваемого конструкцией устройства для дренажа воды. [3]
Объем и масса нефтепродуктов, принятых на АЗС из железнодорожных цистерн, определяются измерением уровня, плотности и температуры нефтепродуктов в цистернах, а также определением наличия подтоварной воды и мехпримесей, которые определяются визуально. Отсчет уровня должен проводиться с точностью до 1 мм, плотности - 0 5 кг / м3, температуры - 0 5 С. [4]
При доставке на нефтебазу нефтепродуктов в цистернах по ее прибытии проверяется наличие и целостность пломб, техническое состояние автоцистерны, проверяется полнота заполнения ( по планке), наличие подтоварной воды и соответствие прибывшего нефтепродукта указанному в товаротранспортной накладной, предъявленной водителем, с учетом результата приемо-сдаточного анализа. При поступлении нефтепродукта в обводненном состоянии или с примесью другого продукта, когда имеется подозрение на ухудшение качества, а также при несоответствии прибывшего нефтепродукта указанному в сопроводительных документах, его сливают обязательно в отдельный резервуар с оформлением соответствующего акта. При отсутствии свободного резервуара груз возвращают предприятию-поставщику с соответствующей отметкой в сопроводительных документах. [5]
При доставке на нефтебазу нефтепродуктов в цистернах по се прибытии проверяется наличие и целостность пломб, техническое состояние автоцистерны, проверяется полнота заполнения ( по планке), наличие подтоварной воды и соответствие прибывшего нефтепродукта указанному в товаротранспортной накладной, предъявленной водителем, с учетом результата приемосдаточного анализа. При поступлении нефтепродукта в обводненном состоянии или с примесью другого продукта, когда имеется подозрение на ухудшение качества, а также при несоответствии прибышего нефтепродукта указанному в сопроводительных документах, его сливают обязательно в отдельный резервуар с оформлением соответствующего акта. При отсутствии свободного резервуара груз возвращают предприятию-поставщику с соответствующей отметкой в сопроводительных документах. [6]
Резервуары необходимо защищать от коррозии путем нанесения полимерных покрытий на внутреннюю и наружную поверхности. При наличии подтоварной воды с концентрацией солей не менее 0 3 % для противокоррозионной защиты днища рекомендуется применять катодную или протекторную защиту. Защиту днищ резервуаров от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами следует осуществлять с помощью катодных станций или групповых протекторов. [7]
Характерный треск и вздрагивание пробирки в этом случае являются признаками присутствия в масле воды. Наличие свободной подтоварной воды в резервуарах ( таре) с маслом может быть определено с помощью во-дочувствительной бумаги или пасты, которая наклеивается ( наносится) на шток или пробоотборник. При опускании штока ( пробоотборника) в резервуар и соприкосновения пасты ( водочувствительной бумаги) с водой изменяется их цвет на розовый. [8]
Она состоит из горизонтальной корот; кой упорной планки и неподвижно прикрепленной к ней посередине более длинной вертикальной линейки с сантиметровыми делениями. Градуированной частью таврорейка отвесно отпускается в глубь колпака настолько, чтобы верхняя поперечная планка легла своей нижней кромкой на борты отверстия колпака. Работать с таврорейкой при замерах значительно легче, чем с метроштоком, однако в этом случае нельзя учесть наличие подтоварной воды в цистерне. [9]
Она состоит из горизонтальной короткой упорной планки и неподвижно прикрепленной к ней посередине более длинной вертикальной линейки с сантиметровыми делениями. Градуированной частью тавро-рейка отвесно опускается в глубь колпака настолько, чтобы верхняя поперечная планка легла своей нижней кромкой на борты отверстия колпака. Работать с таврорейкой при замерах значительно легче, чем с метроштоком, однако JB этом случае нельзя учесть наличие подтоварной воды в цистерне. [10]
Основной задачей становится контроль нефтепродукта при его приеме. Для того, чтобы убедиться в этом, необходимо проконтролировать плотность нефтепродукта в бензовозе при помощи денсиметра ДМ-230. Он позволяет определять плотность нефтепродукта в любой точке по высоте взлива, измерять в этой же точке температуру и контролировать наличие подтоварной воды. [11]
Пароходством нефтепродукты к перевозке принимаются по массе, определяемой по замерам береговых резервуаров или мерников, имеющих калибровочные таблицы. Перед сдачей нефтегрузов к перевозке пароходству на закрытые задвижки трубопроводов, соединяющих резервуар, из которого будет выкачиваться нефтепродукт, с другими резервуарами нефтебазы, накладывают пломбы. После этого производят замер уровня при установившемся спокойном зеркале и отсутствии слоя пены на поверхности продукта. Одновременно с замером уровня с помощью водочувствительной ленты определяют наличие подтоварной воды в резервуаре, отбирают пробу в соответствии с государственным стандартом определяют качество нефтепродукта. Затем нефтебаза приступает к наливу нефтепродукта в баржу. По окончании налива определяют остаток нефтепродукта в резервуаре и производят подсчет действительно отгруженного нефтепродукта. [12]
Страницы: 1
www.ngpedia.ru
Дренаж подтоварной воды из резервуара.
В зависимости от содержания воды в нефти и режима работы резервуара необходимо периодически производить дренаж подтоварной воды по мере ее накопления в резервуаре. Подтоварная вода, образующаяся в резервуарах при отстое нефти, должна отводиться в промышленно-ливневую канализацию. Подтоварная вода из резервуара удаляется через сифонный кран.
Дренаж подтоварной воды из резервуара проводится в следующем порядке:
снятие защитного кожуха сифонного крана;
осмотр сифонного крана, проверяется отсутствие течи через сальниковое уплотнение, поворот крана должен быть плавным, без заеданий;
снятие заглушки с патрубка сифонного крана;
крепление к патрубку сифонного крана масло-бензостойкого рукава и направление его в систему канализации;
ослабление сальников герметизирующего узла;
- поворот патрубка с сифонным краном в положение «Р»;
плавное и небольшое открытие поворотного крана до появления воды, затем полное открытие поворотного крана. При наличии в резервуаре донных отложений, при первоначальном открытии крана возможно появление нефти. В этом случае необходимо закрыть кран, приподнять приемный патрубок и повторить операцию;
дренаж подтоварной воды производить до появления нефти.
После окончания дренажа воды из резервуара выполняются следующие операции:
закрыть поворотный кран;
повернуть приемный патрубок в положение «П»;
плавное и небольшое открытие поворотного крана до появления нефти, после чего закрыть кран;
повернуть приемный патрубок в положение «Н»
обтянуть сальники герметизирующего узла;
отключить рукав и установить заглушку;
установить защитный кожух.
При удалении подтоварной воды необходимо постоянно контролировать ее сток. Нельзя допускать вытекание нефти. Скорость потока подтоварной воды необходимо регулировать прикрытием сифонного крана.
Заключение
В процессе прохождения производственной преддипломной практики на «Рыбинской» ЛПДС я приобрела опыт и практические навыки по своей специальности. Руководство «Рыбинской» ЛПДС предоставило мне всю необходимую информацию и документацию в соответствии с утвержденным учебным планом, а также интересующую меня информацию по вопросам производства и управления.
Список литературы и нормативно-технической документации
Технологический регламент Рыбинской ЛПДС. 2007г.
Инструкция по эксплуатации магистрального насоса НМ 10000-210.
Инструкция по эксплуатации подпорного насоса НПВ 3600-90.
Инструкция по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту магистрального насоса Worthington 20QLQ23/310/3.
Инструкция по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту фильтров-грязеуловителей.
- «Оборудование резервуаров». Н.И. Коновалов, Ф.М. Мустафин. Уфа 2005г
РД 153-39-4-078-01. Правила технической эксплуатации резервуаров, магистральных нефтепроводов и нефтебаз. Уфа: ИПТЭР, 2001-177с.
ПБ 03-381-00. Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. М: Госгортехнадзор, 2001-168с.
«Транссибнефть. Коллективный договор на 2007-2010гг.». Положение об оплате труда работников ОАО «Транссибнефть». 2007г.
«Транссибнефть. Коллективный договор на 2007-2010гг.». Положение о премировании за основные результаты хозяйственной деятельности работников ОАО «Транссибнефть». 2007г.
РД 13.100.00-КТН-225-06. Система организации работ по охране труда на нефтепроводном транспорте. Москва 2006г.
СТП-13.020.00-ТСН-002-08. Отходы производства и потребления. Обращение с отходами производства и потребления. Омск 2008г.
ОТ-ПР-02-07. Инструкция по охране труда для оператора товарного.
ГОСТ 2517-85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.
Р 50.2.040-2004. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных трубопроводов.
Содержание
Введение …………………………………………………………………..... 2
Общие сведения о предприятии и его задачах ……...………………… 3
Технологическая часть.
Технологическая схема Рыбинской ЛПДС и ее краткое описание .... 4
Оборудование объекта. Технические характеристики …………….... 5
Эксплуатация и техническое обслуживание оборудования ………… 13
Организационно-экономическая часть.
Основные принципы оплаты труда ………………………………..…. 25
Формы и системы оплаты труда .……………..……………….……. 26
Премирование за основные результаты хозяйственной деятельности работников ОАО «Транссибнефть» …….………….…….…………. 27
Безопасность труда и охрана окружающей среды.
Вредные и опасные факторы производства ………………………... 29
Основные правила безопасного ведения технологического процесса на рабочем месте …………………………………………………………. 30
Средства защиты персонала ……………………………………….... 33
Характеристика вредных выбросов, сточных вод и твердых отходов, их нормирование …………………………………….…….………….. 35
Индивидуальное задание.
Отбор проб нефти в резервуарах …………………………………… 39
Измерения уровня подтоварной воды в резервуарах измерительной рулеткой …………………………………………………………….….. 42
Измерения уровня нефти измерительной рулеткой ……………….. 43
Дренаж подтоварной воды из резервуара ………………………..…. 46
Заключение ……………………………………………………………..…. 47
Список литературы и нормативно-технической документации ..... 48
Содержание ……………………………………………….…….…….….... 49
49
studfiles.net
Система отвода воды подтоварной, дренажная
Расчетный расход подтоварной воды из резервуаров нефти составляет 8 м3/сут, (0,2% от суточного расхода поступающей на ПСП нефти, 4000 м3/сут).
Сброс подтоварной воды осуществляется через сифонные краны резервуаров с разрывом струи.
В проекте предусмотрена очистка подтоварной воды на напорных отстойниках подтоварной воды объемом 25 м3 – 2 шт.
В проекте приняты показатели исходной подтоварной воды согласно таблицы 11.1РД-153-39.4-113-01. Качественные показатели подтоварной воды до и после очистки на отстойниках подтоварной воды приведены в таблице ниже (Таблица 8).
Таблица 8 — Качественные показатели состава подтоварной воды
| Наименование | Загрязняющее вещество | Концентрация загрязняющих веществ | |
| Перед отстойниками, мг/л | После отстойников, мг/л | ||
| Подтоварная вода | Нефтепродукты | 1000 | до 40 |
| Взвешенные вещества | 20 | до 15 | |
Коррозионная активность очищенной пластовой воды не превышает 0,1 мм/год.
Емкость дренажно-канализационная V=12,5 м³
Емкость дренажно-канализационная предназначена для сбора и перекачки подтоварной воды для последующей очистки в отстойники подтоварной воды.
Емкость оборудована насосным агрегатом производительностью 50 м3/час, напором 50 м, мощностью 15 кВт. Работа насоса автоматизирована по уровням, сигналы о работе насосов, контроль температуры выведены в операторную. Также емкость оборудована электроприводной задвижкой мощностью 0,37 кВт.
Емкость принята стальная, горизонтальная в тепловой изоляции с электрообогревом. Предусмотрено антикоррозионное покрытие наружной и внутренней поверхности в заводских условиях (полимерным покрытием усиленного типа на основе эпоксидных материалов).
Разрешительная документация представлена в приложении В.
По пожарной безопасности сооружение относятся к категории АН.
Емкость оборудована вентиляционным патрубком, оборудованным огнепреградителем. Для предотвращения образования льда на огнепреградителе в холодный период времени предусмотрен электрообогрев вентиляционного трубопровода.
Защитная зона дренажно-канализационных емкостей составляет 9 м.
На емкость разработан комплект чертежей.
Отстойник подтоварной воды V=25 м³
Отстойники подтоварной воды предназначены для очистки подтоварной воды от нефтепродуктов. Очистка осуществляется в напорном режиме.
В отстойниках за счет времени отстоя происходит гравитационное отделение нефтепродуктов и механических примесей. Нефтепродукты поднимаются вверх и скапливаются под верхней образующей аппарата. Из аппарата нефтепродукты выводятся в емкость для сбора уловленных нефтепродуктов по линии уловленной нефти. На линии установлен клапан запорно-регулирующий (КЗ). Управление клапаном осуществляется от сигнала уровнемера, контролирующего уровень раздела фаз «нефть–вода» в аппарате. Работа аппаратов осуществляется в напорном режиме. Рабочее давление отстойников воды составляет 0,3 МПа. Для поддержания рабочего давления в системе, на выходе из отстойников установлен клапан регулирующий КРД, который обеспечивающий поддержание заданного давления «до себя», в пределах 0,2…0,8 МПа. Регулировка значения поддержания давления уточняется в процессе эксплуатации.
Емкость дренажно-канализационная оборудована задвижкой с электроприводом. Открытие клапана КРД и электроприводной арматуры осуществляется по максимальному уровню в емкости после запуска насоса.
Очищенная подтоварная вода по трубопроводу очищенных стоков поступает в резервуары-накопители очищенных стоков объемом 100 м³. Далее очищенные стоки насосами станции утилизации очищенных стоков подаются на закачку в поглощающие скважины.
Для отвода образующегося шлама в отстойниках подтоварной воды предусмотрен трубопровод. Для отвода стоков от места сбора проб предусмотрена воронка, соединенная с трубопроводом дренажа. Отвод стоков и шлама осуществляется в емкость сбора шлама.
Отстойники представляют собой горизонтальный цилиндрический аппарат с горизонтальным движением продукта, полной заводской готовности. Работа аппаратов автоматизирована. Предусмотрен контроль температуры продукта и давления. Обогрев сооружения предусмотрен от тепловых сетей.
По взрывопожарной и пожарной опасности сооружение относится к категории АН.
На отстойники разработан комплект чертежей.
Емкость уловленной нефти V=12,5 м³
Для сбора уловленных нефтепродуктов из резервуаров-накопителей и отстойников подтоварной воды в проекте предусмотрена емкость уловленной нефти объемом 12,5 м3
Из емкости уловленная нефть в напорном режиме отводится в начало технологического процесса с врезкой в нефтепровод откачки из подземных емкостей (смотри раздел ТХ).
Емкость оборудована насосным агрегатом производительностью 50 м3/час, напором 80 м, мощностью 30 кВт. Работа насоса автоматизирована по уровням, сигналы о работе насосов, контроль температуры выведены в операторную.
Емкость стальная, горизонтальная в тепловой изоляции с электрообогревом. Предусмотрено антикоррозионное покрытие наружной и внутренней поверхности емкости (в заводских условиях, полимерным покрытием усиленного типа на основе эпоксидных материалов).
Разрешительная документация представлена в приложении В.
По пожарной безопасности сооружение относятся к категории АН.
Емкость оборудуется вентиляционным патрубком, на котором установлен огнепреградитель.
Защитная зона емкости уловленной нефти составляет 9 м.
На емкость разработан комплект чертежей.
Емкость сбора шлама V=12,5 м3
Емкость шлама предназначена для сбора и частичного отстаивания шлама и стоков, сбрасываемых из отстойников подтоварной воды.
Емкость принята стальная, горизонтальная, подземной установки полной заводской готовности, в заводских условиях оснащается наружной и внутренней антикоррозионной изоляцией (полимерным покрытием весьма усиленного типа на основе эпоксидных материалов), в тепловой изоляции с устройством электрокабельного обогрева.
Разрешительная документация представлена в приложении В.
Емкость оборудована головками для подключения передвижных средств.
Контроль температуры и максимального уровня выведены в операторную, расположенную на ПСП. Вывоз стоков производится передвижными средствами.
По пожарной безопасности сооружение относятся к категории АН.
Емкость оборудована вентиляционным патрубком. На патрубке установлен огнепреградитель. Для предотвращения образования льда на огнепреградителе в холодный период времени предусмотрен электрообогрев вентиляционного трубопровода.
Защитная зона дренажно-канализационных емкостей составляет 9 м.
На емкость разработан комплект чертежей.
Сети канализации отвода подтоварной воды
Сети отвода подтоварной воды приняты из стальных бесшовных горячедеформированных труб повышенной коррозионной стойкости, марка стали 13ХФА ТУ 1317-006.1-593377520-2003.
Прокладка сети предусмотрена надземная (для напорных трубопроводов) и подземная (для самотечных трубопроводов). Все трубопроводы проложены в теплоизоляции с устройством электрокабельного обогрева.
Надземные трубопроводы (напорные) предусмотрены на низких опорах, при переходах через дороги на высоких.
Принципиальная схема канализации представлена на чертежах.
План сетей канализации отвода подтоварной воды представлен на чертежах .
proectu.ru
Уровень - подтоварная вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3
Уровень - подтоварная вода
Cтраница 3
Массу ( объем) нефтепродуктов, принятых по трубопроводу, товарный оператор ПОН и оператор АЗС в присутствии - представителя администрации предприятия определяют ( до и после перекачки) путем измерения уровня, температуры, плотности продукта и уровня подтоварной воды в резервуаре АЗС. [31]
Массу ( объем) нефтепродуктов, принятых по трубопроводу, товарный оператор пункта отгрузки нефтепродуктов и оператор АЗС в присутствии представителя администрации предприятия определяют ( до и после перекачки) путем измерения уровня, температуры, плотности продукта и уровня подтоварной воды в резервуаре АЗС. [32]
Расстояние между первым рядом протекторов и стенкой резервуара ориентировочно должно быть равно о г3 - Л, а расстояние между концентрическими окружностями протекторов 2г3, где гэ / 5э / л - радиус защитного действия протектора; / I - уровень подтоварной воды. [34]
При заступлении на смену и передаче смены операторы совместно снимают показания указателей суммарного счетчика всех топливо-маслораздаточных колонок АЗС и на основании этих показаний определяют объем нефтепродуктов, реализованных потребителям за смену ( делается соответствующая запись в сменном отчете): в каждом резервуаре измеряют уровень нефтепродуктов, уровень подтоварной воды, температуру и плотность нефтепродукта: по результатам измерений определяют объем ( массу) нефтепродуктов, находящихся ( оставшихся после смены) в резервуарах АЗС; определяют количество нефтепродуктов, расфасованных в мелкую тару: с помощью образцовых мерников проверяют погрешность каждой топливораздаточной колонки: прилагают к сменному отчету накладные на поступление и отпуск нефтепродуктов за смену, талоны на отпуск нефтепродуктов, остатки денег. [35]
Для определения веса нефтепродукта объемно-весовым методом необходимо: 1) отобрать среднюю пробу нефтепродукта из емкости для анализа и определения его температуры и удельного веса; 2) определить температуру нефтепродукта; 3) определить удельный вес нефтепродукта; 4) замерить объем нефтепродукта в емкости или уровень его, а также уровень подтоварной воды: 5) по замеренным уровням нефтепродукта и подтоварной воды при помощи калибровочных таблиц определить объем нефтепродукта. [36]
Пасту нужно приготовлять незадолго до употребления, так как при хранении более одного дня она темнеет и становится непригодной для использования. Для определения уровня подтоварной воды паста наносится тонким слоем ( 0 2 - 0 3 мм) непосредственно на лот или нижний конец метроштока полосками с двух противоположных сторон. Под действием воды паста меняет свою окраску, в то время как в нефтепродукте цвет ее не меняется. По сравнению с водочувствительной лентой паста является более быстродействующим средством. Она дает достаточно ясное обозначение уровня подтоварной воды в течение 1 - 2 мин. [37]
Для сигнализации уровня подтоварной воды в резервуарах может быть использован датчик ДСУ-1 и электронный блок СУПВ-1 с устройством сигнализации. Принцип действия датчика ДСУ-1 основан на большей электропроводности воды по сравнению с электропроводностью нефтепродуктов. Приборы могут быть использованы также и для автоматического сброса подтоварной воды с помощью задвижки во взрывобезопасном исполнении. [38]
Способ приготовления пасты несложен: 67 % смоченного водой мыла и 33 % ультрамарина ( по массе) растирают до однородной смеси. Для обозначения уровня подтоварной воды лот или метрошток с нанесенной пастой выдерживают в резервуаре 4 - 7 мин. [39]
В случае необходимости измерения уровня подтоварной воды в резервуаре перед опусканием лота к нему прикрепляют водо-чувствительную ленту, которая изготавливается из плотной бумаги, покрытой с обеих сторон водочувствительным составом. По следу, образовавшемуся на водочувствительной ленте, определяют высоту уровня подтоварной воды в данном резервуаре. [40]
Повывение точности коммерческого учета нефтепродуктов в реаер-вуарном парке имеет большое практическое значение. Для определения массы нефте - продукта необходим измерить его уровень, уровень подтоварной воды, плотность и среднею температуру нефтепродукта для приведения че значения к нормальным условиям. [41]
Для учета количества нефти в резервуарных парках применяют мерные металлические рулетки длиной до 20 м, которые при измерениях уровня опускают через верхний люк внутрь резервуара. Уровень определяют по смоченной поверхности рулетки. Следует определять также и уровень подтоварной воды. [43]
Эта бумага, обладающая свойством изменять свою окраску при соприкосновении с водой, готовится в виде лент шириной 10 - 30 мм и длиной 200 - 700 мм. Очень гигроскопична и поэтому должна храниться в герметической таре. Она применяется для определения уровня подтоварной воды в резервуарах с горючими материалами или маслами. Полосу бумаги прикрепляют к рейке и опускают в цистерну с горючим или маслом и держат в вертикальном положении 1 - 2 мин. [44]
По сравнению с водочувствитель-ной лентой паста является более быстродействующим средством. Она дает достаточно ясное обозначение уровня подтоварной воды в течение 1 - 2 мин. [45]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Уровень - подтоварная вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Уровень - подтоварная вода
Cтраница 1
Уровень подтоварной воды в резервуаре контролируется буйковым сигнализатором конструкции СКВ-АНН ( рис. 95), контактное устройство которого, включенное в электрическую сеть, передает сигналы на центральный пункт. [1]
Уровень подтоварной воды в резервуаре контролируется буйковым сигнализатором конструкции СКВ-АНН ( рис. 95), контактное устройство: которого, включенное в электрическую сеть, передает сигналы на центральный пункт. [2]
Для определения уровня подтоварной воды на боковую поверхность лота вдоль индикатора прикрепляют вод очувствите льну ю ленту. Поплавковый лот опускают в резервуар; при встрече с уровнем нефтепродукта лот начинает плавать, а подача мерной ленты автоматически прекращается. Далее лот опускают до дна и через 3 Ч - 5 мин поднимают в камеру; D зоне газового пространства лот несколько задерживают, чтобы он мог опорожниться от нефтепродукта. Уровень подтоварной воды определяют по длине водочувствительной ленты, изменившей СВОЕ цвет. [3]
Для определения уровня подтоварной воды к метрштоку прикрепляется при помощи пружинящего кольца водочувствительная лента. [4]
Для измерения уровня подтоварной воды в резервуарах, нефтеналивных судах, железнодорожных цистернах, ямных и других емкостях применяют водочувствительные ленты шириной 6 - 7 мм длиной 50 - 70 мм или пасты. Такие ленты должны храниться в плотно закрытых футлярах, пересыпанные тальком или мелом. Качество ленты следует систематически проверять. [5]
Для определения уровня подтоварной воды к метрштоку прикрепляется при помощи пружинящего кольца водочувствительная лента. [6]
При определении уровня подтоварной воды в темных нефтепродуктах или нефти на лоте или метроштоке после их извлечения из емкости остается слой замеряемого продукта, который необходимо смыть керосином или бензином, после чего граница между водой и нефтепродуктом становится заметной, хотя и менее ясной, чем при замере в светлых нефтепродуктах. [7]
При достижении уровня подтоварной воды электрода верхнего датчика уровня ДУВ-3 электропроводность цепи электрод - вода - корпус станет большой, реле датчика сработает, замкнет цепь оперативного тока, воздействует на электропривод задвижки, установленный на трубе водоспускного устройства резервуара, задвижка откроется и вода будет удаляться в канализацию. [8]
В случае необходимости измерения уровня подтоварной воды в резервуаре перед опусканием лота к нему прикрепляют водо-чувствительную ленту, которая изготавливается из плотной бумаги, покрытой с обеих сторон водочувствительным составом. По следу, образовавшемуся на водочувствительной ленте, определяют высоту уровня подтоварной воды в данном резервуаре. [9]
Регулятор предназначен для позиционного регулирования уровня подтоварной воды в технологических аппаратах нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств. Работает в комплекте с двумя электродами типа ЭРФ-2, устанавливаемыми в технологическом аппарате. Его выпускают в обыкновенном исполнении с искробезопасным выходом категории 2ТЗ, поэтому регулятор устанавливают только во взрывобезопасных помещениях. [10]
Последняя модификация прибора осуществляет контроль уровня подтоварной воды, температуры и плотности нефтепродукта по высоте взлива и одновременно позволяет замкнуть всю цепочку измерений при определении массы нефтепродукта. Для определения количества нефтепродукта в единицах объема или массы резервуар необходимо отградуировать, желательно объемным автоматизированным методом, обеспечивающим необходимую точность. [11]
Регулятор предназначен для позиционного регулирования уровня подтоварной воды в технологических аппаратах нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств. [12]
Это делается в случаях если высок уровень подтоварной воды; удельное сопротивление подтоварной воды более 1 Ом - м или концентрация солей менее 6 г / л; подтоварная вода содержит сероводород. [14]
Зона действия одного протектора зависит от удельного электрического сопротивления и уровня подтоварной воды в резервуаре. [15]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Утилизация подтоварных вод - сжигание вместо очистки :: НПП ЭкоЭнергоМаш
Дата публикации: 04.05.2016
Огромное количество котельных работают на мазутном топливе. Топливо обычно доставляется в железнодорожных цистернах и при загрузке разогревается паром. При этом в топливе накапливается вода, количество которой в мазуте зимой может достигать 20…25%. Отстоявшиеся, содержащие мазут подтоварные воды проходят очистку и сливаются на очистные сооружения. Известно, что в зависимости от сложности систем очистки, их эффективность составляет 78,5….94,3%. Т.е. даже при наличии очистных сооружений, в канализацию вместе с водой, прошедшей очистку, попадает значительное количество мазута. Вывозка же подтоварных вод на «утилизационный» нефтеотходный полигон влечет за собой большие расходы. Таким образом, прямые потери мазута при существующей системе утилизации составляют сотни тонн в год на одну котельную, не говоря уже о затратах на его утилизацию и огромном экологическом ущербе.
Экономические расчеты показывают, что сжигание водо-мазутных эмульсий в 15..17 раз экономичнее обработки обводненного топлива и нефтесодержащих вод, а проведенные комплексные исследования позволяют сделать вывод, что сжигание водо-мазутных эмульсий с содержанием влаги 18÷20 % обеспечивает минимальные суммарные затраты на эксплуатацию и охрану окружающей среды.
С учетом того, что обычно подтоварные воды составляют около 15 % в массе топлива, целесообразно эмульгировать все подтоварные воды.
Кроме влажности топлива существенное влияние на КПД котельных установок оказывает и дисперсность воды в эмульсии. Оптимальные размеры капель воды в эмульсии с точки зрения улучшения горения топлива и стабильность эмульсии составляет 5…9 мкм.
При этом эмульсия с влажностью 8÷10% при сжигании увеличивает КПД котельных установок по сравнению с топливом кондиционной влажности 3 % на 11,5 абс.%. При влажности 20% КПД остается без изменения и при дальнейшем увеличении влажности уменьшается.
Использование установки для гомогенезации и эмульгирования мазута ВКИ позволяет утилизировать подтоварные воды путем приготовления стабильной водо-мазутной эмульсии и сжигания ее в котлах.
Утилизация нефтеотходов
Чрезвычайно остро перед всеми хозяйственниками стоит проблема утилизации нефтеотходов. Специально оборудованные для этих целей полигоны не справляются с поставленными задачами, требуют реконструкции и цены на утилизацию постоянно растут. Это влечет за собой провоцирование хозяйственников на несанкционированные сбросы нефтеотходов в неположенных местах, что, естественно, наносит огромный ущерб окружающей среде как в настоящее время, так и в отдаленном будущем. И никакие штрафы не возместят ущерба и не предотвратят сами сбросы. Мы не говорим уже и об огромном экономическом ущербе, т.к. когда-то, нашим детям или внукам эти загрязнения убирать все равно придется.
Единственное решение данной проблемы - возврат нефтеотходов в оборот, когда хозяйственник не только не платит за утилизацию, но и заинтересован в максимальном количестве используемых им нефтеотходов.
Предлагаемая нами принципиально новая технология позволяет с высокой степенью эффективности утилизировать любые нефтеотходы, в т. ч. замазученные (подтоварные) воды, донные резервуарные отложения, нефте- крекинг-остатки и т.п.
Рис. Общий вид виброкавитационного измельчителя
Суть технологии заключается в смешивании в определенной пропорции нефтеотходов с товарным мазутом (или смешанными нефтеостатками СНО) и подготовкой смеси к сжиганию посредством интенсивной гомогенизации с эмульгированием содержащейся в смеси воды и диспергированием асфальтосмолистых веществ, что позволяет получить однородную структуру топлива, исключающую мазутные сгустки и водяные пробки (линзовые включения).
Решение данной проблемы обеспечивается использованием виброкавитационного измельчителя ВКИ, в котором осуществляется процесс высокоэнергетического воздействия на обрабатываемую смесь при низких энергозатратах на осуществление самого процесса (до 1кВт на тонну).
Данная обработка нефтесмеси производится за один проход (один цикл). Установка ВКИ монтируется перед насосом подачи топлива. Размер капель в топливной эмульсии после однократного эмульгирования составляет от 5 до 10 мкм, вода и асфальтосмолистые вещества распределены равномерно, что обеспечивает возможность длительного хранения эмульсии не превышает вязкости исходного мазута. При отсутствии необходимости в утилизации нефтеотходов, данная схема включения ВКИ позволяет эмульгировать топочный мазут, подготавливая его к сжиганию.
Предлагаемая технология исключительно проста по техническому решению и экономически эффективна, позволяет получить, вместо неизбежных затрат присущих существующим технологиям, экономию топлива и уменьшение выплат за экологические сбросы.
Надеемся, что вас заинтересует предлагаемая технология, вместе с вами мы сможем улучшить эколого-экономическую эффективность деятельности вашего предприятия.
Приглашаем вас к взаимовыгодному и плодотворному сотрудничеству!
Рекомендуемые товары Рекомендуемые проектыwww.eemkzn.ru
