Системы хозяйственно-бытовой и производственно-ливневой канализации

Системы хозяйственно-бытовой и производственно-ливневой канализации предназначены для обеспечения отвода бытовых сточных и дождевых сточных вод от мест их образования до очистных сооружений. В состав систем входят: насосы системы канализации, смотровые колодцы, канализационные коллекторы, колодцы с гидравлическим затвором, колодцы с запорной арматурой системы производственно-дождевой канализации, емкости сбора промышленных канализационных стоков, дренажные приямки (в т. ч. лотки для отвода промышленных стоков из помещения насосной), канализационные сети.

Сточные воды, которые образуются на НПС можно подразделить на:

– производственные;

– ливневые;

– хозяйственно-бытовые.

Производственные сточные воды включают в себя стоки, содержащие нефть и нефтепродукты. К производственным сточным водам относятся:

– подтоварная вода (образуется при отстое нефти в резервуарах);

– промывочная вода (от промывки резервуаров);

– производственная вода (от насосных, котельной, лаборатории, гаража, мастерских).

Ливневые сточные воды образуются на технологических площадках в результате атмосферных осадков. Они загрязнены нефтью и нефтепродуктами, которые поступили в почву при утечках.

Производственные и ливневые сточные воды поступают в производственно-ливневую канализацию (промливневая канализация).

Хозяйственно-бытовые сточные воды содержат минеральные, органические и бактериальные загрязнения и образуются от служебных и производственных зданий в т.ч. от столовых и душевых. Хозяйственно-бытовые сточные воды поступают хозяйственно-бытовую канализацию. Так как эта канализация не связана с технологией перекачки нефти, ее состав и устройство рассматриваться не будут.

Пункт подогрева нефти

Пункт подогрева нефти (ППН) представляет собой комплекс технологического оборудования, размещаемого в зданиях и сооружениях для обеспечения безопасного подогрева нефти на объектах магистральных нефтепроводов.

ППН предназначен для нагрева перекачиваемой нефти для снижения ее вязкости в целях повышения пропускной способности технологического и/или магистрального трубопровода, а так же для обеспечения температуры в трубопроводах выше температуры застывания нефти после возможных продолжительных остановок. Подогрев нефти осуществляется в теплообменных аппаратах до температуры, определяемой в проектной документации. Регулирование температуры подогрева нефти осуществляется изменением температуры теплоносителя и количеством включенных котлов. При необходимости осуществляется смешение потока горячей нефти с потоком холодной нефти в технологическом трубопроводе на выходе ППН, регулирование заданной температуры осуществляется с помощью узла регулирования температуры, устанавливаемого на байпасном к теплообменникам трубопроводе. Наличие и характеристики узла регулирования температуры нефти уточняются на стадии проектировании. В технологической схеме ППН должна быть предусмотрена возможность реверсивной работы теплообменных аппаратов.

ППН должен быть автоматизирован и предназначен для работы с постоянным присутствием оперативного обслуживающего персонала. Управление работой ППН должно осуществляться из операторной объекта, на котором расположен ППН. Котельные должны быть автоматизированы и обеспечивать безопасную работу без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Основным видом топлива для ППН может быть природный газ, транспортируемая нефть или дизельное топливо, резервный вид топлива – транспортируемая нефть или дизельное топливо.

Типовая схема НППС с пунктом подогрева нефти представлена на рисунке 5.2.15а.

Типовая схема пункта подогрева нефти не совмещенной с НППС представлена на рисунке 5.2.15б.

Рисунок 5.2.16а – Типовая технологическая схема промежуточной НПС c ППН

I – Площадка КППСОД; II - площадка фильтров-грязеуловителей; III – пункт подогрева нефти; IV - система сглаживания волн давления; V - емкости (РВС 400) для сброса энергии ударной волны; VI- насосные агрегаты и площадка агрегатных задвижек; VII – площадка регулирующих заслонок

 

Рисунок 5.2.16б – Типовая технологическая схема ППН не совмещенная с НПС.

I – Площадка пропуска СОД; II - площадка фильтров-грязеуловителей; III – пункт подогрева нефти (4 теплообменника); IV – узел регулирования и учета нефти; V – емкости для хранения топлива (РГС 75).

В состав оборудования ППН должны входить:

1) Блочно-модульные котельные полной заводской готовности, состоящие из одного или нескольких котлов, с установленным в них тепломеханическим, технологическим и вспомогательным оборудованием;

2) теплообменные аппараты (рисунок 5.2.16);

3) термальные предохранительные клапаны на теплообменных аппаратах;

4) регулятор температуры для смешения горячей и холодной нефти для регулирования температуры нефти на выходе ППН (необходимость установки уточняется при проектировании);

5) трубопроводы теплоносителя с запорной арматурой;

6) трубопроводы газового топлива с запорной арматурой (при необходимости);

7) емкости с жидким топливом (основным и/или резервным);

8) оборудование автоматизированной системы управления ППН, котельной;

9) щит станции управления двухсекционного исполнения с кабельной продукцией;

10) технологические трубопроводы нефти.

 

Рисунок 5.2.17 – Кожухотрубчатые теплообменные аппараты на пункте подогрева нефти  НПС «Пурпе».

Рисунок 5.2.18– Пункт подогрева нефти на НПС «Чикшино»