Общезаводское Хозяйство нефтеперерабатывающего завода - Васильев А.В., Рудин М.Г., Арсеньев Г.А.

Автор: Васильев А.В. Рудин М.Г. Арсеньев Г.А.
Теги: технология минеральных масел технология нефти и аналогичного сырья нефть нефтяная промышленность топливо нефтехимия издательство химия переработка сырья фракции нефти
Год: 1978
Похожие
Ремонт и эксплуатация насосов нефтеперерабатывающих заводов
Физико-химическая технология глубокой переработки нефти и газа. Учебное пособие. Часть 1.
Перспективные нефтеперерабатывающие заводы СССР. (Сборник материалов совещаний, проведенных Госнефтехимкомитетом 6 апреля и 7—9 июля 1964 г.)
Пиролиз углеводородного сырья
Текст
                    Р ч
М. Г. РУДИН
Г. А. АРСЕНЬЕВ
А. В. ВАСИЛЬЕВ
ОБЩЕЗАВОДСКОЕ
ХОЗЯЙСТВО
нефтеперерабатывающего
ЗАВОДА
Под редакцией
канд. техн, наук Г. А. Ластовкина
ИЗДАТЕЛЬСТВО «ХИМИЯ»
Ленинградское отделение• 1978
6П7.43
Р83
УДК 665.63 : [658.26 + 658.78]
Рудин М. Г., Арсеньев Г. А., Васильев А. В.
Р83 Общезаводское хозяйство нефтеперерабатываю-
щего завода. Л., «Химия», 1978.
312 стр., 53 табл., 100 рис., список литературы — 73 на-
звания.
В книге изложены вопросы эксплуатаций объектов пр приему
сырья, приготовлению, хранению н отгрузке товарной продукции, тепло-
силового п электротехнического хозяйства нефтеперерабатывающих за-
водов. Большое внимание уделено таким службам современного НПЗ,
как водоснабжение и канализация, реагентное и складское хозяйство;
приведены примеры расчета некоторых объектов общезаводского
хозяйства.
Книга предназначена для инжснерно-технг^еских работников нефте-
перерабатывающих заводов и проектных институтов нефтяной и химиче-
ской промышленности, а также может быть использована при обучении
студентов высших учебных заведений, учащихся техникумов и профтех-
училищ, специализирующихся в области переработки нефти.
31406-091
050(01)-78
91-78
6 П 7.43
© Издательство «Химия», 1978
ПРЕДИСЛОВИЕ
Нефтеперерабатывающий завод (НПЗ)' представляет собой
сложное многоотраслевое предприятие, в состав которого входят
различные инженерные сооружения. Наряду с технологическими
установками, на которых осуществляется переработка нефти, на
НПЗ имеются объекты приема, хранения и отгрузки сырья и то-
варной продукции, многочисленные энергетические сооружения,
службы водоснабжения, канализации и очистки сточных вод, снаб-
жения топливом, воздухом, инертным газом и т. д. Рациональные
технические решения, принятые при проектировании объектов
общезаводского хозяйства, зачастую определяющим образом ска-
зываются на стоимости строительства предприятия и на его про-
изводственной деятельности.
В настоящей книге предпринята попытка в сжатой форме про-
анализировать опыт проектирования и эксплуатации объектов
общезаводского хозяйства НПЗ с учетом достижений науки и тех-
ники.
Введение, главы III, IV, VIII, IX, X написаны канд. хим. наук
М. Г. Рудиным, главы I, II—А. В. Васильевым, глава V — канд.
хим. наук М. Г. Рудиным и Е. К. Ивановой, глава VI — Е. И. Па-
ниным, глава VII и раздел «Противопожарная охрана» главы X —
Г. А. Арсеньевым.
Авторы с благодарностью примут все замечания и пожелания
читателей.
ВВЕДЕНИЕ
Технологическая схема нефтеперерабатывающего завода
(НПЗ) должна обеспечивать выпуск товарной продукции на
уровне лучших мировых образцов и учитывать перспективы изме-
нения требований со стороны потребителей. Ассортимент продук-
ции должен быть достаточно широким и рассчитанным на измене-
ние спроса в зависимости от сезона. Необходимо также принимать
во внимание возможность изменения количества и качества посту-
пающего на завод сырья. Практика показывает, что даже при
снабжении заводов нефтью по трубопроводам характеристика
сырья может заметно меняться в течение месяца и даже недели.
Еще более резкие изменения качества сырья возможны при по-
ступлении нефти по железной дороге. К сожалению, до настоя-
щего времени задача сортировки и оптимального смешения нефтей
еще не решена.
Существует много вариантов технологических схем НПЗ.
Однако в общем виде они могут быть разделены на две группы:
топливную и топливно-масляную. При топливной схеме перера-
ботки нефти основной задачей является получение топлив различ-
ного качества — карбюраторных, дизельных, реактивных, котель-
ных. При переработке нефти по топливно-масляному варианту на
НПЗ наряду с топливами вырабатывают масла различного назна-
чения — моторные, индустриальные, цилиндровые, электроизоля-
ционные и др.
Кроме того, заводы характеризуются глубиной переработки
нефти. Глубина переработки нефти — это количество получаемых
из 1 т нефти светлых нефтепродуктов (сжиженные газы, бензин,
ароматические углеводороды, керосин, дизельное топливо).
Ассортимент продукции современного НПЗ значительно рас-
ширяется за счет развития нефтехимических производств, бази-
рующихся на комплексном использовании различных видов
углеводородного сырья. Сочетание нефтеперерабатывающих и
нефтехимических производств в едином комплексе создает благо-
приятные условия для кооперирования основных производств и
объектов общезаводского назначения.
Общее представление о примерном ассортименте и соотноше-
нии вырабатываемых на заводах различного профиля товарных
продуктов дают материальные балансы, приведенные ниже.
4
Сырье, продукты	НПЗ топлив- ного профиля с неглубокой переработкой нефти	НПЗ топлив- ного профиля с глубокой переработкой нефти	НПЗ топлив- но-масляного профиля с углубленной переработкой нефти	НПЗ топлле- вого профиля с комплексом нефтехими- ческих производств
Поступил о Нефть сернистая восточная	100,0	100,0	100,0	100,0
Получено				
Нефтепродукты Сжиженные газы		2,1	2,3	2,1	2,3
Автомобильный бензин раз-	13,9			
ных марок 			29,7	16,1	14,9
Авиакеросин и осветитель-	7,4	8,2		9,8
ими керосин				11,7	
Дизельное топливо летнее	15,8	38,2		
и печное топливо ....			13,4	16,3
Дизельное топливо зимнее	4,8	5,2	2,5	5,8
Котельное топливо ....	37,4	3,8	32,9	29,4
Битумы 		10,7	1,0	9,0	7,2
Сера элементарная или сер-	0,2	1,1	0,4	03
ная кислота 					
Смазочные масла		—	—	3,1	—
Парафин твердый и цере- ЗИН		—	—	0,6	—
Кокс нефтяной		—	0,9	—	—
Н ефтехимические				
- продукты				
Ароматические углеводо-	1,0		1,1	1,4
роды			—		
Парафин жидкий		0,6	1,0	0,5	1,2
Сырье для производства			0,4	0,2
технического углерода .	—•	—		
Бутилен-дивинильная фрак-				0,6
ция		—	—	—	
Полиэтилен 		—	—	—	1,4
Полистирол		—	—	—	03
Полипропилен		—	— ,	—	0,7
Итого товарной продук-	93,9		93,8	91,8
ции			91,4		
Исключительно важную роль в работе нефтеперерабатываю-
щих заводов играет общезаводское хозяйство, к которому отно-
сятся объекты приема и хранения сырья, приготовления, хранения
и отгрузки товарной продукции, ремонтно-механическая база,
складское хозяйство, объекты энергоснабжения, водоснабжения
и канализации, снабжения воздухом, водородом, инертным га-
зом, топливом, различные вспомогательные службы (факельное
хозяйство, охрана завода, газоспасательная служба, пожарная ох-
рана, медицинская служба и служба питания).
Б
Объекты общезаводского хозяйства занимают значительно
большую территорию, чем технологические установки, а стоимость
строительства этих объектов достигает ^40% общего объема ка-
питальных вложений в сооружение НПЗ.
Особенно велика доля стоимости объектов общезаводского хо-
зяйства в составе первого пускового комплекса строительства
НПЗ. Так, при сооружении первых очередей новых НПЗ, основу
которых составляет комбинированный блок установок ЛК-6у, на
долю собственно установок приходится лишь 25% общей стои-
мости комплекса и всего 8—10% общего объема строительно-
монтажных работ. Остальные средства расходуются на сооруже-
ние объектов общезаводского хозяйства.
В обслуживании общезаводского хозяйства занято свыше 60%
производственного персонала завода. Значительное количество ра-
ботающих трудится в товарно-транспортном и ремонтно-механиче-
ских цехах.
Состав и объем объектов общезаводского хозяйства НПЗ
в большой степени диктуются профилем предприятия, направле-
нием переработки нефти. Например, на заводах топливно-масля-
ного профиля заметное место занимают узлы приготовления то-
варных масел, приема со стороны многочисленных присадок
к маслам, хранения, затаривания и отгрузки твердых парафинов
различных марок и т. п.
Строительство новых НПЗ в настоящее время базируется на
использовании высокоэффективных укрупненных и комбинирован-
ных установок. Как правило, в состав предприятия включается
не более двух-трех установок, реализующих один и тот же техно-
логический процесс. При проектировании и строительстве общеза-
водского хозяйства для этих заводов предусматриваются также
принципиально новые решения, позволяющие добиться высокого
экономического эффекта.
На новых НПЗ для хранения нефти и нефтепродуктов приме-
няются резервуары большого единичного объема с эффективными
системами герметизации, автоматические системы приготовления
товарной продукции в потоке, автоматизированные пункты гер-
метичного точечного налива нефтепродуктов, системы водоснаб-
жения и канализации, предусматривающие сокращение до мини-
мума сброса неочищенных стоков в водоемы и уменьшение рас-
хода воды на производственные нужды. При энергоснабжении
новых заводов добиваются максимальной утилизации теплоты
отходящих нефтепродуктов, высокой степени очистки возвращае-
мого на ТЭЦ конденсата, повышения надежности систем электро-
и теплоснабжения.
При разработке генерального плана новых НПЗ объекты обще-
заводского хозяйства группируются в зависимости от их назна-
чения и размещаются в отдельных кварталах.
Глава 1
ПРИЕМ НЕФТИ
И ОТГРУЗКА ТОВАРНЫХ
НЕФТЕПРОДУКТОВ
Транспортировка нефти и нефтепродуктов может осуществляться
трубопроводами, водным путем (танкеры, баржи), железнодорож-
ным (цистерны,- бункеры) и автомобильным (автоцистерны, гру-
зовые автомобили) транспортом. Выбор того или иного вида тран-
спорта нефти и нефтепродуктов проводится в зависимости от места
расположения нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Как пра-
вило, НПЗ сооружаются вблизи крупных городов — основных по-
требителей нефтепродуктов, в то же время районы, из которых
поступает нефть на большинство заводов, удалены на значитель-
ное расстояние, достигающее иногда нескольких тысяч километ-
ров. Известно, что наиболее экономичным видом транспорта нефти
и нефтепродуктов при больших расстояниях является трубопро-
водный, так как себестоимость перекачивания нефтепродуктов ло
нему примерно в три раза ниже, чем при перевозке по железной
дороге, и в два раза ниже, чем водным транспортом. Кроме того,
транспортировка нефти И нефтепродуктов по'трубопроводам поз-
воляет осуществлять ее непрерывно, с минимальными потерями
при сохранении качества продукции.
Указанные преимущества трубопроводного транспорта пол-
ностью реализуются при подаче нефти на большинство действую-
щих НПЗ и, разумеется, учитываются для вновь строящихся и
проектируемых заводов.
Все большее распространение получает транспорт готовой про-
дукции с крупных НПЗ продуктопроводами в развитые промыш-
ленные и сельскохозяйственные районы.
В десятой пятилетке намечено ввести в эксплуатацию примерно
15 000 км нефтепроводов и не менее 3500 км нефтепродуктопро-
водов.
ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ
Нефть поступает на НПЗ или непосредственно из магистраль-
ного нефтепровода, или из ответвлений от него. Такие нефтепро-
воды прокладываются в земле ниже отметки глубины промерза-
ния. Диаметр трубопровода зависит от мощности предприятия
(или группы предприятий) и принятой схемы перекачивания нефти
(непрерывная, периодическая или циклическая) и колеблется
7
в пределах 300—800 мм. Заканчивается нефтепровод приемо-сда-
точным пунктом (рис. 1.1). Показания приборов, расположенных
на приемо-сдаточном пункте и предназначенных для контроля ко-
личества и качества поступающей нефти, передаются на головную
Рис. I. 1. Принципиальная схема приемо-сдаточного пункта магистрального нефте-
провода:
/ — предохранительный клапан; 2 —фильтр-грязеуловитель; 3 — фильтр счетчика; 4 — счетчик;
/ — площадка приема шара; У/— площадка фильтров-грязеуловителей; ///—площадка счетчиков
перекачечную станцию, а также на центральный диспетчерский
пункт завода. После приемо-сдаточного пункта нефтепровод про-
кладывается по территории НПЗ и является его собственностью.
Рис. 1.2. Принципиальная схема защиты
магистрального нефтепровода:
/ — магистральный нефтепровод; 2 — предохрани
тельный клапан; 3—резервуар.
Большинство магистральных нефтепроводов проектируются
ступенчатыми по толщине стенки (при этом сокращаются расход
металла на сооружение нефтепроводов и соответственно их стои-
мость). Последний участок нефтепровода перед НПЗ имеет мень-
шую толщину,чем начальный, и, следовательно, при закрытой за-
движке в пункте приема нефти не может выдержать напора, раз-
виваемого насосом' на головной перекачечной станции. Поэтому
на территории НПЗ перед сырьевыми резервуарами устанавли-
ваются предохранительные клапаны для защиты нефтепровода
от разрыва, которые рассчитываются по производительности насо-
8
сов головной перекачечной станции. Сброс от клапанов направ-
ляется в один или два нефтяных резервуара. В период эксплуа-
тации эти резервуары заполняются на 70—80%.	*
Принципиальная схема защиты магистрального нефтепровода
от разрыва приведена на рис. I. 2.
Благодаря надежности и стабильности подачи нефти iio маги-
стральным нефтепроводам появилась возможность резкого сокра-
щения запасов сырья на НПЗ, которые в настоящее время не
превышают 7 суток.
ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ
ТОВАРНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ
Ассортимент и количество продуктов, вырабатываемых нефте-
перерабатывающими заводами, колеблются в широких пределах
в зависимости от схемы переработки нефти, мощности  завода,
времени года. Отдельные нефтепродукты, выработка которых
ограничивается десятками тысяч тонн, как правило, транспорти-
руются автомобильным (в случае близкого расположения потре-
бителя) или железнодорожным транспортом. Крупнотоннажные
нефтепродукты, выработка которых составляет сотни и миллионы
тонн,-могут транспортироваться к потребителям по трубопроводам
(продуктопроводам) , которые при больших расстояниях назы-
ваются магистральными.
Крупнотоннажными могут быть светлые нефтепродукты (бен-
зины, керосины и дизельные топлива), темные нефтепродукты
(мазуты различных марок), масла и сжиженные газы. Принятые
к транспортировке нефтепродукты подаются .с НПЗ по самостоя-
тельным трубопроводам в резервуары головной перекачечной стан-
ции. Из резервуаров продукты забираются насосами этой станции
и направляются в магистральный трубопровод.
Оптимальные параметры магистральных нефтепродуктопрово-
дов из труб с расчетным пределом прочности металла на разрыв
520 МПа рекомендуется выбирать исходя из данных, приведенных
в табл. 1.1.
Таблица 1.1
Оптимальные технико-экономические, параметры
магистральных нефтепродуктопроводов
Наружный диаметр, мм	Рабочее давление, МПа	Пропускная способность, млн. т/год	1 Наружный диаметр, мм	Рабочее давление, МПа	Пропускная способность, млн. т/год
219	9,0-10,0	0,7—0,9	377	5,5-6,5	2,5—3,2
273	7,5-8,9	1,3-1,6	426	5,5-6,5	3,5-4,8
325	6,7-7,5	1,8-2,3	530	5,5-6,5	6,5-8,5
Выбранный диаметр трубопровода в дальнейшем должен быть
подтвержден технико-экономическим расчетом.
9
При выборе варианта последовательного перекачивания по од-
ному трубопроводу нескольких сортов нефтепродуктов число цик-
лов принимают равным 24—35 в год в зависимости от технико-
экономических показателей.
В целях сокращения расхода металла и разгрузки железнодо-
рожного транспорта допускается последовательное перекачивание
по одному трубопроводу нефтепродуктов нескольких сортов, близ-
ких по свойствам, однако при этом принимаются определенные
условия, позволяющие полностью сохранить качество нефтепро-
дуктов. Последовательное перекачивание увеличивает коэффи-
циент использования магистральных трубопроводов и значительно
снижает себестоимость перекачивания. Разносортные нефтепро-
дукты можно транспортировать по одному трубопроводу при пря-
мом контактировании последовательно движущихся жидкостей и
наличии разделителей из буферного продукта или механических
разделителей. В принципе, возможно последовательное перекачи-
вание нефтепродуктов без разделителей, но, как показала прак-
тика, при существенных разницах ихгвязкостей и плотностей обра-
зуются значительные количества нефтесмесей, которые можно
использовать только как низший сорт, что ведет к значительным
убыткам.
Ориентировочные данные о предельно 'допустимых концентра-
циях продукта А в резервуаре с продуктом Б, полученные на осно-
вании исследований, проведенных институтом ВНИИСПТНефть,
представлены в табл. I. 2.
Таблица I. 2
Предельно допустимые концентрации продуктов
Продукт А	Продукт Б				
	бензин А-66	- топливо ТС-1	дизельное топливо Л	дизельное топливо 3	тракторный керосин
Бензин А-66	Любое количество	3,0	0,5	1,0	1,0
Топливо ТС-1	0	Любое количество	1,0	5,0	—
Дизельное то- пливо Л	0	1	Любое количество	0,5	0,5
Дизельное то- пливо 3	0,5	6,0	55,0	Любое количество	10,0-
Тракторный керосин	3,0	Любое количество	1,5	3,0	Любое количество
Перекачивание отдельных нефтепродуктов осуществляется на
несколько тысяч километров, что достигается за счет строитель-
ства промежуточных насосных станций, которые сооружаются на
расстоянии 100—250 км одна от другой. В каждом отдельном слу-
чае это расстояние определяется технико-экономическим расчетом
W
и зависит от продольного профиля трассы трубопроводов, вязкост-
ных свойств перекачиваемых нефтепродуктов и других условий.
Нефтепродукты транспортируются в основном по стальным
трубопроводам, имеющим катодную защиту и внешнюю изоляцию
для предотвращения материала труб от коррозии. В качестве изо-
ляции используются каменноугольные и сланцевые смолы, нефте-
битумные эмали, изоляционные ленты и специальные покрытия
(типа пенополиуретана).
Насосные станции оснащаются высокоскоростными одно- и
многоступенчатыми центробежными насосами большой производи-
тельности (до 3000 м3/ч и выше). В качестве привода к насосам
чаще всего используются электродвигатели. Станции оборудуются
системами централизованного контроля и управления.
Последовательное перекачивание нефтепродуктов получило ши-
рокое применение и продолжает непрерывно совершенствоваться.
Разделение продуктов осуществляется за счет введения в трубо-
провод пустотелых сферических или сфероидальных резиновых
разделителей; наилучшие результаты достигаются в том случае,
когда в трубопровод запускают несколько разделителей. Трубо-
проводы на перекачечных станциях оборудуются специальными
устройствами для запуска и улавливания разделителей.
ТРАНСПОРТИРОВКА НЕФТИ
ПО ЖЕЛЕЗНОЙ ДОРОГЕ
Транспортировка нефти на завод от близлежащих разбросан-
ных нефтепромыслов, а также при отсутствии магистрального
трубопровода и водного пути осуществляется железнодорожными
цистернами. Цистерны подаются на НПЗ маршрутами, грузо-
подъемность которых устанавливается Управлениями железных
дорог в зависимости, от путевого развития, пропускной способности
и состояния дорог.
Нефть перевозится в любых цистернах, предназначенных для
нефтепродуктов (см. табл. 1.5—1.7). Длина сливной эстакады оп-
ределяется длиной подаваемого маршрута, которая в свою очередь
устанавливается^ в зависимости от соотношения двух-, четырех- и
восьмиосных цистерн в маршруте. Как правило, длина маршрута
не превышает 720 м. При сооружении двухсторонних сливо-налив-
ных эстакад их длина принимается равной 360 м. Эстакада такого
типа показана на рис. I. 3. Слив нефти осуществляется через ниж-
ний сливной патрубок цистерны, к которому подводится и герме-
тично соединяется с ним сливной прибор типа С Л 9-1м или
АСН-7Б, АСН-8Б. Приборы представляют собой шарнирно-сочле-
ненные трубы. Шарниры позволяют легко перемещать и вращать
трубы в горизонтальной и вертикальной плоскостях без наруше-
ния герметичности.
На рис. 1.4 изображена установка нижнего слива, а в табл. 1.3
приведены технические характеристики сливных приборов. Дан-
ные приборы могут быть использованы как при сооружении
11
новых, так и при реконструкции действующих эстакад. Из сливно-
го прибора нефть поступает в сливной трубопровод, диаметр кото-
рого определяется по количеству сливаемой нефти и гидравличе-
Рис. 1.3. Комбинированная двухсторонняя железнодорожная эстакада для
слива нефти и налива темных нефтепродуктов:
/ — наливной стояк; 2—'установка нижнего слива нефти; 3 — коллектор слива нефти; 4—кол-
лекторы темных нефтепродуктов.
скому сопротивлению участка. Обычно скорость слива нефти при-
нимается равной 0,5 м/с (как для самотечных трубопроводов).
Трубопроводы прокладываются в земле с уклоном 1 : 200 к центру.
Таблица 1.3
Технические характеристики сливных приборов
Показатель	СЛ9-1М	АСН-7Б	АСН-8Б •
Диаметр сливных приборов ци- стерн, мм	 Диаметр условного прохода труб, мм		150-200	' 150—200	150-200
	150	180	180
Допускаемое отклонение сливного патрубка цистерны вдоль оси же- лезной дороги, м		±2	±2	±2
Максимальный вылет хобота от оси опорного шарнира до оси сливной головки, м 		2,8	3	3
Усилие вертикального и горизон- тального перемещения, Н (кгс) . .	20-40	50-100	50-100
	(2-4)	(5-10)	(5-Ю)
Рабочее усилие, прикладываемое к рукояткам присоединительной головки, Н (кгс)	  .			200	200
Масса, кг		115	(20) 158	(20) 166
* Предусмотрена возможность подогрева сливаемого продукта паром (120—140 °C),
12
Сливные эстакады, оборудованные сливными приборами, поз-
воляют принимать маршруты с нефтью при любом сочетании двух-
и четырехосных цистерн в маршруте.
Срок слива или налива для всей одновременно поданной пар-
тии цистерн и бункерных полувагонов по фронту одновременного
налива или слива в соответствии с «Правилами перевозок грузов»
МПС СССР не должен превышать:
1)	для слива
а)	в пунктах механизированного слива: для двухосных цистерн
и бункерных полувагонов—1 ч 15 мин; для цистерн и бункерных
полувагонов, имеющих четыре и более осей, — 2 ч;
б)	в пунктах немеханизированного слива: для двухосных цис-
терн— 2 ч; для цистерн, имеющих четыре и более осей, — 4 ч;
Рис. 1.4. Установка нижнего слива нефти и нефтепродуктов СЛ9-1м:
1 — неподвижный патрубок; 2—шарниры; 3 —зажимное устройств^.
2)	для налива
а)	в пунктах механизированного налива независимо от рода
продуктов и грузоподъемности цистерн и бункерных полуваго-
нов— 2 ч;
б)	в пунктах немеханизированного налива независимо от рода
продуктов: для двухосных цистерн и бункерных полувагонов — 2 ч;
для цистерн и бункерных полувагонов, имеющих четыре и более
осей, — 3 ч.	'
Слив несколько затрудняется в зимнее время вследствие за-
густевания или застывания некоторых сортов нефти.
Ниже приводятся данные о вязкости и температуре застывания
наиболее распространенных отечественных нефтей. Из табл. 1.4
следует, что некоторые нефти даже при положительных темпера-
турах имеют высокую вязкость, а в зимний период застывают.
Если высоковязкая и высокозастывающая нефть перевозится не
в специальных цистернах, оборудованных паровой рубашкой, то
перед сливом ее предварительно разогревают глухим или острым
паром. Допустимое время разогрева таких нефтей регламентиро-
вано «Правилами перевозок грузов» МПС СССР. В зависимости
от вязкости и температуры застывания все нефти условно
13
Таблица 1.4
Вязкости и температуры застывания наиболее
распространенных отечественных нефтей
Нефть	Кинематическая вязкость (в сСт) при температуре		Температура застывания. °C
	20 °C	50 °C	
Ромашкинская		14,22	5,90	0
Мангышлакская		—	15,50	+31
Самотлорская		6,13	3,33	-33
Усть-Балыкская		25,13	9,76	-16
разделены на четыре группы, и время их слива из цистерн с паро-
вой рубашкой в зимний период (с 15 октября по 15 апреля) со-
ставляет:
I группа (нефти с условной вязкостью от 5 до 15°ВУ или тем-
пературой застывания от минус 15 до О °C, допустимое время разо-
грева 4 ч) — 3 ч;
II	группа (нефти с условной вязкостью от 16 до 25°ВУ или
с температурой застывания от 1 до 15 °C, допустимое время разо-
грева 6 ч) — 3 ч;
III	группа (нефти с условной вязкостью от 26 до 40°ВУ или
с температурой застывания от 16 до 30 °C, допустимое время разо-
грева 8 ч) — 4 ч;
IV	группа (нефти с условной вязкостью выше 40°ВУ или с тем-
пературой застывания более 30 °C, допустимое время разогрева
10 ч)—4 ч.
В случае разогрева острым паром последний под давлением
0,3 МПа подается в центральную и две боковые перфорированные
трубки диаметром 25—30 мм. Центральная трубка предназначена
для разогрева нефти у сливного прибора, а боковые подогрева-
тели, имеющие форму изогнутых труб, служат для разогрева по
всей длине цистерны. После некоторого разогрева сливной прибор
открывается и часть нефти спускается для предотвращения вы-
броса из цистерны, а затем разогрев продолжается до требуемой
температуры. При таком способе слива нефти расходуется меньше
теплоты, чем при закрытом, однако попадание конденсата пара
в нефть затрудняет и удорожает ее дальнейшую переработку.
Известен способ разогрева нефти в цистернах с применением
переносных подогревателей. Имеются различные конструкции та_-
ких подогревателей, но они существенно ничем не отличаются
одна от другой и от подогревателей с центральной и боковыми
секциями.
Спиральный погружной подогреватель показан на рис. 1.5.
Поверхность нагрева подогревателя составляет 11,78 м2, общая
масса — 72 кг, давление пара на входе — не более 0,3 МПа.
Подъем и спуск подогревателя осуществляются ручными лебед-
14
ками, установленными на эстакадах. Такие подогреватели гро-
моздки и малоэффективны.
Наиболее рациональной является перевозка вязких нефтей
в цистернах с паровыми рубашками. При широком использовании
этих цистерн отпадает необходимость в специальном разогреве ци-
стерн другими способами.
ВНИИСПТНефтью разработан паровой гидромеханический по-
догреватель ПГМП-4, который может быть применен для разо-
грева железнодорожных цистерн любых типов. Устройство состоит
Рис. 1.5. Погружной змеевиковый подогреватель:
а— центральная секция: б—боковая секция;
/ — защитные полосы; 2—труба (£)у=32мм); 3—ребра жесткости.
из стойки и двух трубчатых подогревателей, шарнирно подсоеди-
ненных к стойке. Под действием собственного веса подогреватели
раскладываются вдоль цистерны по обе стороны от сливного при-
бора. Внутри подогревателей установлены шнековые насосы, ко-
торые приводятся в действие выносными электродвигателями.
Шнеки выкачивают нагретую жидкость из внутренней полости
подогревателей и направляют ее в торцевые части цистерны и
к сливному прибору, обеспечивая тем самым вынужденную кон-
векцию подогреваемой жидкости. Создание системы циркуляции
разогреваемого продукта внутри цистерны в два-три раза увеличи-
вает интенсивность теплообмена и обеспечивает равномерный по-
догрев вязкого продукта в цистерне.
15
Применяется также циркуляционный способ разогрева вязких
нефтей и нефтепродуктов. Сущность его состоит в том, что холод-
ный нефтепродукт, находящийся в цистерне или другой емкости,
подогревается в специальном аппарате и через мониторное устрой-
ство в горячем состоянии снова подается в цистерну, размывая
продукт в ней.
ТРАНСПОРТИРОВКА НЕФТЕПРОДУКТОВ
ПО ЖЕЛЕЗНОЙ ДОРОГЕ
Транспортировка по железной дороге занимает основное место
среди всех видов перевозки нефтепродуктов, и ведущее ее значе-
ние сохранится на ближайшие годы.
Отгрузка товарной продукции завода осуществляется на то-
варно-сырьевых базах (ТСБ), в состав которых входят железно-
дорожные эстакады, станции автоматического налива или отдель-
ные стояки.
Тот или иной тип сооружения для налива принимается в зави-
симости от количества вырабатываемых продуктов и их физико-
химических свойств. Как правило, при выработке продукции,
объем которой ограничен несколькими десятками тысяч тонн
(сжиженные газы, ароматические углеводороды) для отгрузки ис-
пользуются одиночные стояки. Для отгрузки многотоннажных
светлых нефтепродуктов (реактивные топлива, бензин, дизельное
топливо) сооружаются двухсторонние эстакады галерейного типа
с верхним или нижним расположением коллекторов. В последнее
время предпринимаются попытки создания промышленных стан-
ций автоматического налива светлых нефтепродуктов. Темные
нефтепродукты наливаются на эстакадах галерейного типа, двух-
сторонних с верхним расположением коллекторов. Аналогичную
конструкцию имеют и железнодорожные эстакады, предназначен-
ные для налива масел, но при этом над эстакадой сооружается
навес, а боковые стены на определенную высоту обшиваются ши-
фером для предотвращения попадания атмосферных осадков
в горловину цистерн.
Железнодорожные цистерны являются основным видом тары
для перевозки нефтепродуктов. По конструкции цистерны делятся
на универсальные и специальные, т. е. приспособленные для пере-
возки только определенных продуктов.
В универсальных цистернах можно перевозить нефть, светлые
и темные нефтепродукты, а также некоторые химические про-
дукты.
Специальные цистерны используются, например, для перевозки
кислот, сжиженных газов и пылевидных грузов.
Эксплуатационный парк цистерн состоит в основном из четы-
рехосных цистерн грузоподъемностью 0,5—0,6 МН (50—60 тс).
Выпуск двухосных цистерн прекращен, так как при резком увели-
чении веса и скорости движения поездов использование их приво-
дит к увеличению длины состава, снижает пропускную способность
16
сливных и наливных коммуникаций и промывочно-пропарочных
станций, а на участках пути с тяжелым профилем применение
таких цистерн не допускается по условиям безопасности движения
поездов.
Железнодорожный парк цистерн систематически пополняется
цистернами более совершенных конструкций. В 1958 г. поступили
в эксплуатацию новые ^четырехосные цистерны объемом 60 м3
(рис. 1.6) с универсальным сливным прибором, в которых можно
перевозить любые жидкие нефтепродукты. В настоящее время
начато производство и опытная эксплуатация восьмиосных же-
лезнодорожных цистерн (рис. 1.7) грузоподъемностью 1,2 МН
(120 тс).
Рис. I. 6. Цистерна для перевозки нефти и бензина:
/ — платформа; 2—котел; 3 — наружная лестница; 4—люк; 5 —предохранительно-выпускной
клапан.
Для перевозки высоковязких и высокозастывающих нефтепро-
дуктов применяются цистерны специального назначения. К ним
относятся:
1)	цистерны с внешним обогревом, нижняя половина котла
которых оборудована паровой рубашкой (поверхность нагрева —
40 м2, грузоподъемность — 0,6 МН, т. е. 60 тс);
2)	цистерны-термосы, используемые для перевозки высоко-
вязких нефтепродуктов (котел покрыт многослойной изоляцией,
внутри цистерны имеется змеевик поверхностью 34 м2);
3)	бункерные полувагоны, предназначенные для перевозки
битумов (четыре бункера, снабженные паровыми рубашками, кре-
пятся на опорах вагонной рамы и закрываются створчатой крыш-
кой; грузоподъемность бункерного полувагона—0,4 МН, т. е.
40 тс, объем одного бункера— 11,8 м3).
Для перевозки сжиженных нефтяных газов и индивидуальных
углеводородов (пропан, бутан) используются специальные ци-
стерны. Пропан транспортируется в цистернах вместимостью 51
или 54 м3 с полезной загрузкой, соответственно, 43 и 46 м3, а бу-
тан — в цистернах объемом 60 м3 при полезной загрузке 54 м3;
в настоящее время разработан проект новой железнодорожной
цистерны для перевозки сжиженного газа объемом 98,3 м3
(табл, 1.5),
1:^, № ________________J .	I7

Рис. 1.7. Восьмиосная цистерна безрамной конструкции для перевозки нефти и бензина:
/—люк; 2—предохранительно-выпускной клапан; 3—котел; 4— четырехосная тележка; 5—наружная лестница.
Рис. 1.8. Железнодорожная цистерна для сжиженного углеводородного газа:
у—узел манометродержателя; 2—предохранительный клапан; 3—площадка с поручнями; 4— стремянка; 5—сосуд со сферическим днищем:
6—четырехосная платформа.
Таблица I. 5
Технические характеристики специальных цистерн для перевозки сжиженных нефтяных газов и индивидуальных углеводородов			
Показатель	Цистерна		
	пропановая	бутановая	новая
Объем резервуара, м3	 Полезная загрузка, м3	 Допускаемое давление, МПа .... Диаметр резервуара (внутренний), ММ	 Длина резервуара, мм	 Масса тары, т	 Ширина вагоно-цистерны, мм ... Давление гидравлического испыта- ния, МПа	 Длина рамы цистерны, м	 Конструктивная скорость, км/ч . .	54 46 2 2 600 10 650 39 3 000 3 12,1 120	60 54 0,8 2 810 10650 35,6 3 000 1,2 12,1 120	98,3 83,5 1,8 3 000 . 14 500 43 3 260 2,7 15,7 120
(	Таблица!. 6
Технические характеристики цистерн для перевозки
нефти и нефтепродуктов
Показатель	Цистерна				
	двух- осная	четырехосная		шести-, осная '	ВОСЬМИ- осная
Грузоподъемность, МН (тс) . Объем котла, м3: полный 	 полезный	 Размеры, мм: длина рамы по осям сце- пления автосцепок . . . внутренний диаметр котла общая длина котла по ло- бовым листам	 Рабочее давление в котле (условное), МПа	 Масса тары, т . 		 Конструктивная скорость дви- жения, км/ч	 Назначение 		0,25 (25) 7 560 2 200 6 740 11 Пере- возка нефти и неф- тепро- дуктов	0,6 (60) 61,2 60 12 020 2 800 10 300 23,14 120 Пере- возка нефти и неф- тепро- дуктов	0,6 (60) 61,2 60 12 020 \ 2800 10 800 0,15 24 120 Пере- возка вязких нефте- продук- тов	0,9 (90) 101 99 15 980 3 000 14 804 36 120 Пере- возка нефти и неф- тепро- дуктов	1,2 (120) 136,8 134,1 21 128 3 000 19 890 0,15 48 120 Пере- возка нефти и бен- зина
19
Таблица 1.7
Технические характеристики цистерн, применяемых
за рубежом
Показатель	ФРГ	США	Франция
Объем котла, ма		100	113	228
Длина котла, м		16,3	18,6	20
Диаметр котла, мм		3000	3000	3000
Толщина стенки обечайки, мм . . .	13,6	23,8	19
Число осей, шт. 		 Конструкция		4	4	8
	Рамная	Безрамная	Несущий котел
Железнодорожная цистерна для перевозки сжиженного угле-
водородного газа показана на рис. 1.8.
Технические характеристики цистерн приведены в табл. 1.6.
Все железнодорожные цистерны для перевозки сжиженных га-
зов переданы производственному объединению «Центргаз» Мин-
газпрома и являются его собственностью.
Рис. 1.9. Схема железнодорожных путей ТСБ НПЗ:
1 — одиночные стояки для слива технически неисправных цистерн; 2—двухсторонняя железно-
дорожная эстакада для налива светлых нефтепродуктов; 3—двухсторонняя железнодорожная
эстакада для слива нефти и налива темных нефтепродуктов.
За рубежом в настоящее время для этих продуктов строятся
и эксплуатируются железнодорожные цистерны безрамной кон-
струкции с объемом котла более 100 м3 (табл. 1.7).
Многие НПЗ вырабатывают серную кислоту. Перевозят ее
также в специальных цистернах (табл. 1.8).
Налив серной кислоты, как правило, проводится на реагентном
хозяйстве завода, где для этого сооружаются эстакады или уста-
навливаются отдельные стояки.
Сливо-наливные эстакады предназначены для слива нефти и
налива получаемых нефтепродуктов. Они располагаются на пря-
мом участке без уклона на ответвлении от основного пути
(рис. I. 9).
Налив нефтепродуктов осуществляется одиночными цистер-
нами, группами или маршрутами. При маршрутном наливе цис-
терн длина одной эстакады должна быть не менее половины
20
Таблица 1. 8
Технические характеристики цистерн для перевозки
серной кислоты
	Цистерна			
Показатель	четырехосная	четырехосная	четырехосная опытная	четырехосная
Грузоподъемность, МН (тс) Объем котла, м3: ПОЛНЫЙ	 . полезный	 Размеры, мм: длина рамы по осям сцепления автосцеп- ки 	 внутренний диаметр котла 	 общая длина котла . . Рабочее давление в котле (условное), МПа .... Масса тары, т	 Конструктивная скорость движения, км/ч	 Назначение 	 ч	0,6 (60) 32,68 32,00 12 020 2 000 10 484 21,34 120 Перевозка купоросно- го масла, башенной серной кислоты и отработан- ной регене- рированной серной кислоты	0,6 (60) 32,68 32,00 12020 2 000 10 414 0,25 20,53 120 Перевозка улучшенной серной кислоты	0,63 (63) . 36,95 34,02 12 020 2 200 10 040 0,05 20,59 120 Перевозка улучшенной серной кислоты	0,6 (60) 32,68 32,00 12020 2 000 10 484 2 22,1 120 Перевозка олеума
длины маршрута (в этом случае эстакада называется двухсторон-
ней).
Длина железнодорожной эстакады Гэ определяется по фор-
муле:
La = looH ailt
i
где Л/— число цистерн в маршруте; а, — количество цистерн по
типам, входящих в маршрут, %; Ц— длина цистерн различных
типов.
При наливе светлых нефтепродуктов маршрутами исполь-
зуются типовые эстакады, проекты которых разработаны специа-
лизированными организациями и утверждены Госстроем СССР.
21
Таблица 1.9
Основные данные эстакад для налива нефтепродуктов
в железнодорожные цистерны
Показатель	Эстакада								
	НС-2	нс-з	НС-4	НС-5	НС-6	НС-7	НС-8	’ НС-9	НС-10
Длина, м . . . . Число средних	72	108	144	180	216	252	288	324	360
звеньев, шт. . . Число стояков, шт.: ' при трех кол-		1	2	3	4	5	6	7	8
лекторах при четырех коллекто-	34	52	70	88	106	124	142	160	178
рах .... Число четырех- осных цистерн,	44	68	92	116	140	164	188	212	236
шт	 Г рузоподъемность маршрута, брут- то (по бензину),	12	18	24	30	36	42	48	54	60
МН (тс) ....	8	11,7	15,4	19,1	22,8	26,5	30,1	33,8	3,75
	(800)	(1170)	(1540)	(1910)	(22.80)	(2650)	(ЗОЮ)	(3380)	(3750)
Эстакада, предназначенная для налива светлых нефтепродук-
тов, представляет собой железобетонное двухстороннее сооруже-
ние (рис. 1.10). Разработано девять типов эстакад (табл. 1.9),
каждая из которых состоит из начального, среднего и конечного
звена, конструктивно отличающихся один от другого. Число
звеньев определяется длиной эстакады. Эстакада оборудуется по-
воротными устройствами со шлангами, откидными мостиками и
ограничителями налива. На такой эстакаде можно наливать че-
тыре сорта нефтепродуктов. Шаг стояков для одного сорта нефте-
продуктов равен 12 м.
Наиболее трудоемки подготовительные и вспомогательные опе-
рации, осуществляемые на эстакадах вручную и занимающие
около 50% общего времени Налива цистерн. К ним относятся:
открытие и закрытие люков цистерн; заправка и подъем наливных
шлангов или телескопических устройств; открытие и закрытие за-
движек на наливном трубопроводе. Ликвидировать непроизводи-
тельные потери времени удается за счет внедрения в систему на-
лива средств механизации и автоматизации, которые вполне осу-
ществимы при современном уровне развития техники.
Действующие железнодорожные эстакады дооборудуются огра-
ничителями налива нефтепродуктов и устройствами механизации
подъема-спуска наливных средств.
Ограничители налива нефтепродуктов в цистерны служат для
автоматического прекращения подачи жидкости в цистерну при
22
достижении в ней определенного уровня. Устройство состоит из
нескольких элементов: датчика уровня, преобразователя-усилителя
и исполнительного механизма.
Принцип действия датчика уровня заключается в том, что при
достижении определенного уровня в цистерне жидкость отсекает
Рис. 1.10. Наливная железнодорожная эстакада для светлых нефтепродук
тов (НС):
/ — наливные стояки; 2 — цистерны; 3—коллекторы.
объем воздуха, находящийся в полости датчика, и при дальней-
шем подъеме сжимает его, вследствие чего импульс от датчика
через преобразователь передается исполнительному элементу на
прекращение налива. Сигналы датчиков могут быть также исполь-
зованы для снижения производительности в завершающей стадии
налива, прекращения налива при достижении заданного уровня,
сигнализации при аварийном положении.
Применяются поплавковые, пневматические, гидростатические,
емкостные и ультразвуковые датчики. Наибольшее распростране-.
ние получили первые три типа датчиков.
23
Исполнительные механизмы представляют собой запорные кла-
паны, которые устанавливаются на технологических трубопрово-
дах в непосредственной близости от наливных устройств. Одни
ограничители налива применяются при наливе светлых нефтепро-
дуктов, другие — при наливе темных.
Известно несколько модификаций ограничителей налива:
ПОУН-1, ПОУН-2 и Н0-2М (табл. I. 10).
Таблица I. 10
Технические характеристики ограничителей налива
Показатель	ПОУН-1	ПОУН-2 •	НО-2М *•
Диаметр условного прохода запор- ного клапана, мм		100	100	100
Максимальное (рабочее) давление среды, МПа		1,0	1,0	0,6
Масса датчика, кг		До 4	4	3,5
Точность срабатывания, мм ....	±5	±5	±10
Строительная длина клапана, мм . .	350	350	350
* Для питания исполнительного устройства используется сжатый воздух по
ГОСТ 11882 — 66 давлением 0,14 МПа. Расход воздуха при наливе одной цистерны объемом 60 м3
составляет 0,018 м\
** Рабочей жидкостью в гидронилиндре служит смесь дизельного топлива (ГОСТ 4749 — 73)
и трансформаторного масла (ГОСТ 982 — 68) в соотношении 1 : 3 по массе. Время самопроиз-
вольного срабатывания —120 мин, интервал регулирования — 480 мм.
Пневматический ограничитель налива светлых нефтепродуктов
в железнодорожные цистерны (ПОУН-1) состоит из датчика
уровня гидростатического типа, дюритового шланга, соединяющего
датчик с исполнительным механизмом, мембранно-спускового ме-
ханизма и запорного устройства. Открытие запорного устройства
производит оператор путем воздействия на рукоятку управления,
закрытие осуществляется автоматически по датчику уровня. Пре-
имущество этого прибора по сравнению с другими заключается
в том, что он не требует подвода к эстакадам пневмо- и электро- 4
питания.
ПОУН-1 разработан Рязанским филиалом СКВ АНН и изго-
тавливается серийно заводом «Староруссприбор».
Пневматический ограничитель налива нефтепродуктов в же-
лезнодорожные цистерны (ПОУН-2) является универсальным и
используется при наливе светлых и темных нефтепродуктов.
Импульсный механизм у ПОУН-2 такой же, как и у ПОУН-1,
а запорный механизм приводится в действие с помощью пневма-
тического исполнительного механизма, для чего на эстакаду не-
обходимо подавать сжатый воздух. Оператор переводит рукоятку
механизма в положение «Открыто». Сжатый воздух через мем-
брану сжимает пружину, которая воздействует на тарельчатый
клапан. Устройство готово к работе. Ограничитель имеет ручной
24
дублер, который может быть использован при аварийном отклю-
чении воздуха. Устройства ПОУН-2 разработаны Рязанским фи-
лиалом СКВ АНН; изготовлена опытная партия, но серийно они
не выпускаются.
Н0-2М состоит из гидростатического датчика и ограничителя
налива, соединенных между собой гибким шлангом. Гидростати-
ческий датчик по принципу действия . аналогичен датчикам
ПОУН-1 и ПОУН-2. Крепится он на горловине цистерны. В состав
ограничителя налива Н0-2М входят пневмомеханизм, гидроза-
твор, тарельчатый клапан и соединительные трубопроводы. В ра-
бочее положение ограничитель налива приводит наливщик путем
нажатия рукоятки. Отсечка поступления продукта происходит
автоматически. Работоспособность системы во многом зависит от
состояния шариковых клапанов и манжеты поршня гидроци-
линдра, эксплуатации которых необходимо уделять повышенное
внимание. Данное устройство разработано СКВ «Транспрогресс»
и изготавливается Армавирским опытным машинстроительным
заводом.
Наиболее трудоемкими операциями в процессе налива яв-
ляются опускание и подъем наливных устройств.
Отдельные предприятия решили проблему облегчения этих опе-
раций за счет внедрения механизированных стояков с гидропри-
водом на стояковых эстакадах. Спуско-подъемные устройства на
эстакадах галерейного типа оборудовались гидравлическими при-
водами, а наливные шланги заменялись телескопическими налив-
ными стояками. Телескопический стояк крепится на тележке, ко-
торая в пределах 6 м может перемещаться вдоль фронта цистерн
благодаря шарнирному соединению с системой трубопроводов.
Подъем и опускание телескопических устройств осуществляется
за счет привода ручной лебедки.
ВНИИКАНефтегаз разработал механизированный наливной
стояк АСН-3. Он может быть использован для налива светлых неф-
тепродуктов с низким давлением насыщенных паров.
Стояк обеспечивает налив продукта с производительностью
100—150 м3/ч. Опускание стояка в горловину цистерны осуще-
ствляется вручную. Стояк оборудован ограничителем -налива и
гидроприводом его автоматического подъема в конце налива.
Отсекающее устройство представляет собой запорный клапан
с двухступенчатым перекрытием потока. Сечение основного кла-
пана — 100 мм, клапана долива — 16 мм.
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ НАЛИВНЫЕ УСТАНОВКИ
ДЛЯ ГЕРМЕТИЗИРОВАННОГО НАЛИВА
СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ
Автоматизированные установки предназначены для гермети-
зированного налива светлых нефтепродуктов с повышенным дав-
лением насыщенных паров. Их применение обеспечивает защиту
25
окружающей среды от загазованности парами нефтепродуктов и
улучшает условия труда наливщиков за счет:
1)	механизированного наведения и установки наливной трубы
в горловину цистерны;
2)	автоматической герметизации люка цистерны;
3)	автоматической установки датчиков уровня;
4)	автоматического двухфазного прекращения налива по сиг-
налам датчиков ограничителя налива;
5)	автоматической разгерметизации цистерн;
6)	автоматического подъема наливной трубы в исходное поло-
жение.
Такие устройства имеют большую автономность и могут рабо-
тать независимо друг от друга.
Установка АСН-2 (рис. 1.11) разработана институтом
ВНИИКАНефтегаз и предназначена для полуавтоматического
герметизированного налива светлых нефтепродуктов. Она состоит
из пульта для гидравлического и электрического управления стоя-
ком, наливного стояка с тремя гидроприводными механизмами,
герметизирующей крышки с датчиками уровня и двумя гидроза-
хватами, а также газовой обвязки для удаления газовоздушной
смеси. Процесс налива осуществляется в следующей последова-
тельности. Оператор-наливщик с пульта .управления дистанционно
заправляет в открытую горловину цистерны наливной патрубок с
герметизирующей крышкой, после чего открывается клапан-отсе-
катель и герметизирующая крышка автоматически притягивается
к фланцу горловины цистерны. Затем начинается налив. При до-
стижении определенного уровня закрывается клапан-отсекатель на
основном потоке, продукт продолжает поступать через перепуск-
ной клапан с малой производительностью. При максимальном
уровне закрывается перепускной клапан (подача продукта пре-
кращается). Гидрозахваты крышки отпускаются, и стояк подни-
мается в исходное положение, после чего наклонная его часть с
помощью сливного клапана освобождается от нефтепродукта.
Установка АСН-14 (рис. I. 12) представляет собой механизиро-
ванный вариант установки АСН-2, и также разработана институ-
том ВНИИКАНефтегаз. Она предназначена для последовательно-
го налива светлых нефтепродуктов в цистерны, расположенные на
двух параллельных путях эстакады, и находится на расстоянии
6600 мм от оси железнодорожных путей.
Технические характеристики установок АСН-2 и АСН-14 даны
в табл. 1.11. Изготавливаются эти установки Ашхабадским заво-
дом нефтяного машиностроения.
Установки САН-1 и САН-ЗГ разработаны институтом
ВНИИСПТНефть и предназначены для герметизированного на-
лива светлых нефтепродуктов в железнодорожные цистерны на
эстакадах галерейного типа. Установки состоят из подвижной
тележки и стационарно закрепленной на ней раздвижной телеско-
пической наливной трубы. Продукт подводится к телескопиче-
ской трубе трубопроводами с системой шарниров. Тележка
26
о
Рис. I. 11. Наливная установка АСН-2:
/•—герметизирующая крышка с датчиком уровня: 2—гидрозахваты; 3—трубопровод, для отвода паров нефтепродуктов; 4—наливной стояк
с тремя гидропрйводными механизмами; 5—пульт управления; 6—коллекторы.
Рис. 1.12. Наливная установка АСН-14:
/ — наливной стояк; 2—пульт управления; <3—железнодорожная цистерна; 4—коллекторы.
Таблица 1.11
Технические характеристики установок АСН-2 и АСН-14
Показатель	АСН-2	АСН-14
Производительность налива, м3/ч		100-150	200
Условное давление, МПа 		0,6	0,6
Диаметр условного прохода, мм		100	150
Длина зоны обслуживания по фронту налива, м	±2	±3
Напряжение тока питания, В		220	220
Потребляемая мощность, Вт		200	—
Напряжение пускового тока, В		12	—
Давление в гидросистеме, МПа		1,6	1,6
перемещается вдоль фронта налива с помощью лебедки, привод
которой у САН-1 осуществляется от гидромотора, а у САН-ЗГ —
от электродвигателя. Телескопическая наливная труба опускается
до дна цистерны, что позволяет вести налив без падающей струи,
благодаря чему уменьшается электризация нефтепродукта. Про-
изводительность САН-1 равна 100 м3/ч. Техническая характери-
стика САН-ЗГ приводится ниже:
Диаметр условного прохода, мм ... 150
Производительность налива, м3/ч . . . 280—320
Зона обслуживания по фронту налива, м ±4
Потребляемая мощность, кВт..........5
Точность ограничения уровня в цисте-
рне, мм...........................±5
Исполнение электрооборудования . . -Взрывобезопа-
сное
Масса комплекта, кг.................1200
Опытный образец САН-ЗГ был изготовлен и испытан в про-
мышленных условиях' на Уфимском НПЗ им. XXII съезда КПСС.
Широкое внедрение ограничителей налива, механизация на-
ливных устройств, применение автоматизированных наливных
установок позволило существенно облегчить труд наливщиков,
повысить пожарную безопасность железнодорожных эстакад, со-
кратить потери нефтепродуктов при наливе. Однако все эти усо-
вершенствования не уменьшают Основного недостатка — большой
длины фронта налива (до 360 м) и не исключают ручного труда.
Конструктивные проработки по созданию автоматизированных
эстакад на базе АСН и САН с учетом разнотипности "цистерн и
необходимости налива четырех и более видов нефтепродуктов с
установкой самостоятельных стояков под каждый вид нефтепро-
дукта не привели к решению этой задачи.
Преодолеть возникшие трудности удалось путем создания но-
вой системы, основанной на перемещении цистерн вдоль пункта
налива. На этом принципе были созданы пункты налива «Квант»
(ВНИИКАНефтегаз и ” ВНИПИНефть), АПНС-6 (ВНИИСПТ-
Нефть), АПНС-115 (ВНИПИНефть совместно с НПО «Нефтехим-
автоматика»).
28
По сравнению с действующими системами налива такие пунк-
ты обладают значительными преимуществами: 1) достигается
формирование маршрута в процессе налива нефтепродуктов;
2) все операции налива (кроме открытия и закрытия люков) ав-
томатизируются; 3) в десятки раз сокращается количество налив-
ного оборудования; 4) существенно сокращается длина трубопро-
водов; 5) уменьшается количество обслуживающего персонала;
6) улучшаются условия труда; 7) сокращаются потери нефтепро-
дуктов; 8) автоматизируется определение количества отпускаемых
нефтепродуктов.
Пункты налива состоят из наливного сооружения, маневровых
устройств, здания операторной, электроустройств, технологиче-
ских коммуникаций и железнодорожных путей. Перемещение ци-
стерн осуществляется с помощью маневровых устройств со ско-
ростью 0,15—0,25 м/с.
В состав автоматизированного пункта налива светлых нефте-
продуктов «Квант» входит несколько наливных постов, располо-
женных последовательно или параллельно. Схема их расположе-
ния определяется проектом в зависимости от количества наливае-
мых продуктов и их ассортимента. В свою очередь каждый
автоматизированный пост состоит из четырех автоматизирован-
ных установок типа АСН-14, предназначенных для налива опре-
деленных нефтепродуктов.
Подготовленные под налив цистерны с открытыми люками в
сцепах по 12 штук с помощью маневровых устройств переме-.
щаются вдоль железнодорожного пути. Управление перемеще-
нием осуществляется с пульта операторной.
При достижении цистерной поста налива оператор дистан-
ционно с помощью гидроприводных механизмов заправляет в
цистерну наливной патрубок. Герметизирующая крышка плотно
закрывает люк цистерны. При наливе продукта вытесняемая газо-
воздушная смесь перемещается в газосборную сеть завода. После
наполнения цистерны и подъема наливного патрубка осуществляет-
ся автоматический сбор продукта, стекающего с наливной трубы.
Производительность наливного пункта определяется количест-
вом наливных постов. Изготовлен опытный образец двухстояйб-
вого поста налива, который проходит промышленные испытания.
Автоматизированный пункт налива светлых нефтепродуктов
АПНС-6 предназначен для поочередного налива групп цистерн.
Пункт состоит из наливного сооружения (металлоконструкций,
на которых крепятся автоматизированные наливные устройства
АСН-ЗГ, трубопроводные коммуникации, обслуживающие пло-
щадки), маневровых устройств и двух параллельных железнодо-
рожных путей. С каждой стороны наливного сооружения распо-
ложено по три наливных устройства.
На пункте можно наливать до семи сортов нефтепродуктов, но
единовременно — только один сорт, так как продуктовые трубо-
проводы соединяются гребенкой с общим коллектором, из кото-
рого продукт поступает во все наливные устройства.
29
При переходе к наливу очередного сорта нефтепродуктов об-
щий коллектор опорожняется в дренажный трубопровод. При на-
ливе газовоздушная смесь через газоотводной трубопровод выво-
дится в специально сооружаемый для этих целей газгольдер. На-
ливное сооружение имеет несколько зон обслуживания с
металлическими площадками.
Верхняя зона предназначена для обслуживания механизмов
передвижения стояка, нижняя — для оперативного обслужива-
ния процесса налива наливщиками. Кроме того, имеются допол-
нительные площадки для обслуживания задвижек. По торцам
эстакады предусматриваются маршевые лестницы с выходом на
площадки зон обслуживания.
Компоновка и конструкция постов налива позволяет напол-
нять железнодорожные маршруты при любом сочетании в нем
цистерн грузоподъемностью 0,5; 0,6; 0,9 и 1,2 МН (50; 60; 90 и
120 тс, соответственно).
Два пункта налива АПНС-6, расположенные последовательно,
могут обслужить один железнодорожный маршрут, состоящий из
72 цистерн грузоподъемностью по 0,6 МН (60 тс).
Опытный образец АПНС-6 строится на Куйбышевском НПЗ.
Автоматизированный пункт налива светлых нефтепродуктов
АПНС-115 предназначен для одиночного или группового налива
железнодорожных цистерн светлыми нефтепродуктами. АПНС-115
представляет собой сооружение, в состав которого входят: посты
налива, здание операторной, здание маневровых устройств, тех-
нологические коммуникации и два параллельных железнодорож-
ных пути.
Каждый пункт включает четыре поста налива (по два с каж-
дой стороны). Пост налива состоит из металлоконструкций, в
верхней части которых расположена тележка с датчиками и бло-
ком поиска координаты горловины цистерны, подвижных напол-
няющих труб, устройства подъема и опускания их. С помощью ле-
бедки верхняя тележка перемещается по рельсам в пределах 8 м
(±4 м), передвигая наливные трубы в определенную точку налива.
На верхней тележке установлены электролебедки подъема-
опускания наливных труб. Каждая наполняющая труба с по-
мощью герметичных шарнирных соединении и труб подключается
к индивидуальному коллектору. Таким образом, на каждом посту
можно наливать четыре сорта нефтепродуктов.
Между коллекторами и наполняющими трубами устанавли-
ваются электроприводные задвижки, объемные счетчики, газоот-
делители и запорно-регулирующие устройства.
Перемещение маршрута осуществляется с помощью маневро-
вых устройств МУ-12М.
Автоматическое выполнение отдельных операций процесса на-
лива дублируется ручным управлением из операторной и посто-
вых пультов управления. Работа постов налива независима.
Обслуживание пункта налива осуществляет бригада из трех
человек: оператора, работающего у пульта и руководящего про-
30
цессом; помощника оператора, открывающего люки цистерн и
осуществляющего заземление цистерны; помощника оператора,
закрывающего крышки налитых цистерн и пломбирующего их.
В зависимости от количества и ассортимента отгружаемых
продуктов принимается определенное число постов налива, что
конкретно учитывается при проектировании.
Опытный образец АПНС-115 строится на Ново-Ярославском
НПЗ.
Технические характеристики наливных пунктов приведены в
табл. 1.12.
Таблица 1.12
Технические характеристики наливных пунктов
Питание системы и приборов — электрическое (переменный ток 380/220 В).
Показатель	<Квант>	АПНС-6	АПНС-115
Число наливных постов, шт		4	6	4
Производительность налива одного поста (при скорости налива 4,2 м/с), м3/ч		650	300-320	750
Производительность пункта налива (сцеп, состоящий из 24 цистерн, налив за 1 ч 5 мин), т		___ —		1'	1150
Технологический шаг наливных ус- тройств, м		12	12	12
Максимальное перемещение налив- ного устройства вдоль фронта на- лива, м	 Число наливных труб по видам на- ливаемых продуктов одного поста, шт		±4	±4	±4
	1	1	4
Расстояние между параллельными путями пункта, м		7,2	7,2	7,2
ПРОМЫВОЧНО-ПРОПАРОЧНЫЕ СТАНЦИИ
Подготовка цистерн под налив различных нефтепродуктов, а
также ремонт цистерн осуществляются на промывочно-пропароч-
ных станциях (ППС). На этих станциях проводится горячая и
холодная обработка котлов цистерн для темных и светлых неф-
тепродуктов и бункерных полувагонов для битума. ППС проекти-
руется в составе внешнего железнодорожного транспорта нефте-
перерабатывающего завода.
Заданием на проектирование ППС устанавливается суточная
программа по очистке и промывке цистерн, соотношение между
цистернами из-под светлых и темных нефтепродуктов, а также
бункерных полувагонов. Обычно ППС нефтеперерабатывающих
заводов проектируются на обработку 400—600 цистерн и 50—
100 бункерных полувагонов в сутки.
В суточной программе' оговариваются виды очистки котлов
цистерн и бункерных полувагонов (горячая и холодная очистка
31
цистерн из-под светлых и темных нефтепродуктов, а также
горячая очистка бункерных полувагонов для перевозки битума).
Исходя из заданной программы выбирается оборудование и преду-
сматриваются соответствующие сооружения, необходимые для
выполнения на ППС следующих операций: удаления остатка
светлых нефтепродуктов с помощью вакуумной установки в ва-
куум-сборники; пропарки котлов цистерн с одновременным сли-
вом остатков темных нефтепродуктов; промывки горячей водой
внутренних стенок котлов цистерн; отсоса промывочных вод при
помощи вакуумной установки из котлов цистерн при верхнем
сливе; дегазации котлов цистерн вентиляционной установкой;
очистки бункерных полувагонов от битума; обезвоживания сли-
тых остатков темных нефтепродуктов; хранения слитых остатков
нефтепродуктов; сбора обезвоженных продуктов и сжигания взве-
шенных осадков от песколовок и нефтеловушек; очистки произ-
водственных и ливневых вод от нефтепродуктов.
Для выполнения всех перечисленных выше операций в составе
ППС предусматриваются: стойла для горячей обработки цистерн;
насосная станция для подачи воды на промывку цистерн; вакуум-
ная насосная; компрессорная; машинная станция для приготовле-
ния и подачи воздуха к костюмам промывальщиков; ангар для на-
ружной обмывки цистерн; насосная для перекачки битума; тепло-
вая камера для обработки бункерных полувагонов для битума;
слесарно-механическое и электроремонтное отделения; отделение
химчистки; насосная для перекачивания нефтепродуктов; хими-
ческая лаборатория; помещение для обогрева промывальщиков
на эстакаде; здравпункт; столовая; бытовые и вспомогательные
помещения.
Проектированием ППС занимаются специализированные ор-
ганизации МПС СССР.
ТРАНСПОРТИРОВКА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ПО ВОДЕ
Для некоторых районов, областей и даже государств (Япония)
водный транспорт является единственным экономичным видом
перевозки нефти и нефтепродуктов. В нашей стране, имеющей
широкую сеть рек, озер, каналов и морей, он играет существен-
ную роль и во многих случаях может успешно конкурировать с
трубопроводным транспортом. Однако транспортировка по воде
имеет сезонный характер. Это прежде всего относится к северным
рекам, где навигационный период весьма короток. Снабжение
потребителей нефтепродуктами в этот период осуществляется с
нефтебаз. Нефтебазы сооружаются с таким расчетом, чтобы при-
нять объем нефтепродуктов, позволяющий обеспечить потребите-
лей, на весь межнавигационный период. Объем резервуарных пар-
ков на таких нефтебазах находится в прямой зависимости от
межнавигационного периода. Другой недостаток перевозок по
воде — малая скорость движения судов вверх по рекам. Строи-
тельство гидростанций и образование водохранилищ положитель-
но влияют на увеличение скорости движения судов.
32
Нефтеналивные суда. Перевозка нефти и нефтепродуктов по
воде осуществляется в танкерах—морских и речных, а также в
баржах — морских (лихтерах) и речных.
Существующие нефтеналивные суда внутренних водных путей
в зависимости от условий плавания и способов передвижения
классифицируются следующим образом:
По способам передвижения	По условиям плавания		
	речные	рейдовые	для смешанного плавания (морского и речного)
Самоходные	Танкеры	Танкеры	Танкеры
Несамоходные	Баржи	Баржи	Лихтеры
Из всех видов нефтеналивных судов наибольшее распростра-
нение получили танкеры.
Танкером называется самоходное нефтеналивное судно, кор-
пус которого системой продольных и поперечных перегородок
разделен на отсеки (танки). Для сбора нефтепродуктов и регули-
рования давления в танках на палубе танкера смонтирована спе-
циальная газоотводная система с дыхательными клапанами.
Лихтером называется несамоходное грузовое морское судно,
предназначенное для перевозки нефтепродуктов по морю и в
устьях рек. Они служат для приема нефтегруза с танкера на от-
крытых рейдах, так как танкеры вследствие их большой осадки
не всегда могут непосредственно подходить к причальным бере-
говым сооружениям. Лихтеры применяются также для каботаж-
ных перевозок нефтепродуктов. Обычно строятся лихтеры боль-
шого тоннажа (10 тыс. т и более). Иногда лихтеры оборудуются
собственными насосами такого же типа, как на танкерах.
На закрытых рейдах используются самоходные лихтеры не-
большого тоннажа (около 4 тыс. т).
Речные баржи делятся на самоходные и несамоходные. Само-
ходные речные баржи применяются главным образом для пере-
возки бензинов. Баржи, служащие для перевозки высоковязких
нефтепродуктов, оборудуются пароподогревателями. Пар для
них подается с берега, буксиров или плавучих насосных.
Нефтяные гавани и причальные сооружения. Для создания
благоприятных условий слива и налива нефтепродуктов, а также
для предотвращения загрязнения водоемов устраиваются спе-
циальные нефтяные гавани, в которых сооружаются пристани,
пирсы или причалы. Гавани могут быть искусственными или есте-
ственными (бухты, заливы, затоны).
Нефтяная гавань должна быть расположена так, чтобы избе- •
жать влияния господствующих ветров. Для предотвращения за-
грязнения водоема нефтепродуктами (в случае аварии или по дру-
гим причинам) акватория гавани должна отделяться от осталь-
2 Зак. 768
33
кого водного пространства плавучими ограждениями или затво-
рами. На реке гавани сооружаются ниже населенных пунктов по
течению.
Погрузка и выгрузка нефтеналивных судов осуществляется на
специальных сооружениях — причалах и пирсах.
При значительных колебаниях уровня воды в реках, а также
для предохранения пристаней от разрушений при ледоходе вместо
стационарных часто применяют передвижные плавучие пристани.
За рубежом широкое распространение получили рейдовые при-
чальные буи, к которым швартуются танкеры. Причальные буи
представляют собой плавучие конструкции, которые крепятся к
дну с помощью якорей. Нефть или нефтепродукты передаются из
танкера или в него по трубопроводам, уложенным по дну. Это по-
зволяет обходиться без сооружения дорогостоящих пирсов обыч-
ного типа для приема крупнотоннажных танкеров с большой
осадкой.
АВТОМОБИЛЬНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТЕПРОДУКТОВ
Налив нефтепродуктов в автоцистерны на отечественных НПЗ
имеет очень ограниченный характер. Он осуществляется в основ-
ном на нефтебазах, через специальные раздаточные устройства —
автоэстакады, автоколонки, разливочные и автозаправочные стан-
ции (рис. 1.13).
Налив нефтепродуктов в автоцистерну может проводиться как
через верхний, так и через нижний патрубок. В настоящее время бо-
лее широкое распространение получили системы с верхним наливом
нефтепродуктов, разработанные институтом ВНИИКАНефтегаз.
В зависимости от мощности наливного пункта применяются
наливные стояки с ручным управлением (НС-НА), установки ав-
томатизированного налива с местным управлением (АСН-5П) и
установки автоматизированного налива с дистанционным управ-
лением (АСН-12).
На небольших пунктах налива применяются стояки НС-ПА.
При использовании такого стояка для налива темных нефтепро-
дуктов он дооборудуется паровой рубашкой.
На пунктах налива средней и малой мощности, где отсутствует
необходимость дистанционного налива и загрузка наливных
устройств невелика, применяются установки АСН-5П. В состав
АСН-5П входят: пункт управления наливом ПУН-ЗП во взрыво-
защищенном исполнении; наливной стояк НС-8Н с датчиком
уровня; клапан-дозатор КДП-7Н полуавтоматический; фильтр-
воздухоотделитель ФВО-100; счетчик типа СВШ-100С без дистан-
ционной приставки; насос типа ЗК9 производительностью 60 м3/ч,
укомплектованный электродвигателем КОМ-31-2 во взрывозащи-
щенном исполнении мощностью 4,5 кВт; магнитный пускатель.
Установка автоматизированного налива светлых нефтепро-
дуктов с дистанционным управлением АСН-12 (рис. I. 14) содер-
жит следующие основные элементы: пульт управления наливом
34
Рис. I. 13. Генеральный план автозаправочной станции:
/ — операторная; 2 —навес над автозаправочными колонками.
Рис. 1.14. Установка герметизированного налива автоцистерн АСН-12:
/—наливной стояк; 2—датчик налива с герметизирующей крышкой; 3—газоотводящая линия;
4—пульт управления наливом; 5—обратный клапан; 5 — огневой предохранитель; 7 — насос-
ный агрегат; 8 — арка; 9—фильтр-воздухоотделитель; 10—гидроамортизатор; // — полуавто-
матический дозирующий клапан; 12—термокорректор; /Я—счетчик жидкости.
2*
35
ПУН-12Д или ПУН-12; наливной стояк НС-12 с датчиком налива
ДН-12; полуавтоматический клапан-дозатор КДП-12; жидкост-
ной счетчик ЛЖ-ЮО-8 с термокорректором ТКА-1; фильтр-возду-
хоотделитель ФВО-ЮО; гидроамортизатор; насосный агрегат
НА-1, состоящий из насоса НА-18 и взрывозащищенного электро-
двигателя; магнитный пускатель; трубопровод для отвода паро-
воздушной смеси с обратным клапаном и огневым предохраните-
лем; заземляющее устройство.
Нижний налив автоцистерн имеет лучшие по сравнению с
верхним технико-экономические показатели, так как капитальные
затраты ниже из-за отсутствия дорогостоящих металлических
эстакад и громоздких стояков, выше производительность труда
вследствие сокращения вспомогательных операций, в 2—2,5 раза
меньше потери нефтепродуктов от испарения. Цистерна обору-
дуется быстроразъемным устройством для соединения с налив-
ным трубопроводом. Быстроразъемное устройство снабжено двой-
ным запорным клапаном, предотвращающим потери нефтепро-
дуктов при отсоединении наливаемого трубопровода.
Необходимое число наливных установок z определяется ис-
ходя из реализации сЬетлых нефтепродуктов через станцию за
год и фактической производительностью наливной системы:
G
2 = -=—
Tq
где G — реализация нефтепродуктов на нефтебазе за данный пе-
риод, т; Т — среднее количество часов за данный период; q — про-
изводительность установки, т/ч.
На зарубежных НПЗ автомобильный транспорт нефтепродук-
тов играет' очень важную роль. Во многих странах в автомобиль-
ных цистернах с НПЗ перевозится до 50% вырабатываемых
нефтепродуктов, причем они транспортируются не только на рас-
пределительные нефтебазы, но и непосредственно крупным и
средним потребителям.
Глава II
ХРАНЕНИЕ НЕФТИ
И НЕФТЕПРОДУКТОВ
РЕЗЕРВУАРНЫЕ ПАРКИ
Для приема сырья, хранения промежуточных и товарных про-
дуктов на нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ) используются
резервуары, которые объединяются в группы — резервуарные
парки,
В зависимости от назначения резервуарные парки могут быть
сырьевыми (для приема нефти из магистрального трубопровода
или из железнодорожных цистерн), промежуточными (для хра-
нения сырья перед подачей на технологические установки), сме-
шения (для приема отдельных компонентов и их смешения), то-
варными (для хранения товарной продукции завода).
Резервуарные парки занимают до 20% территории завода. За-
траты на их сооружение составляют до 10% от стоимости строи-
тельства НПЗ.
От территории завода резервуарные парки отделяются обва-
лованием, которое может быть железобетонным, кирпичным или
земляным. Высота земляного обвалования определяется исходя
из назначения и объема резервуаров, находящихся в парке. В за-
висимости от сроков хранения продуктов, регламентированных
нормами технологического проектирования, устанавливается ко-
личество и объем необходимых резервуаров.
Количество и объем резервуаров, находящихся в одном
обваловании, расстояние между ними и ближайшими здания-
ми и сооружениями выбираются по противопожарным нормам
ПТУСП-02—62 и СНИП П-П.З—70.
Приемные и промежуточные резервуары, за исключением
промежуточных для хранения сжиженных горючих газов под дав-
лением, могут располагаться отдельно один от другого или груп-
пами, общий объем которых не должен превышать 6000 м3
(объем одного резервуара ^3000 м3).
При смежном расположении двух групп резервуаров объемом
по 6000 м3 (всего 12 000 м3) между ними должны быть устроены
земляной вал или разделительная стенка.
При необходимости увеличения объема двух соседних групп
резервуаров выше 12 000 м3 расстояние между их обвалованиями
должно составлять не менее 12 м.
Резервуары для мазутов, гудрона и крекинг-остатков должны
размещаться отдельно от других резервуаров и отделяться от них
земляным валом или ограждающей стенкой.
37
Сырьевые резервуары для нефти и товарные для светлых и
темных нефтепродуктов могут размещаться группами или стоять
отдельно один от другого.
Общий объем группы резервуаров с плавающими крышами
или с понтонами не должен превышать 120 000 м3, а резервуаров
со стационарными крышами — 80 000 м3 при хранении легковос-
пламеняющихся жидкостей и 120 000 м3 при хранении горючих
жидкостей. Максимальный объем резервуара с плавающей кры-
шей должен быть не более 120 000 м3, резервуара с понтоном —
50 000 м3, со стационарной крышей — 20 000 м3 при хранении лег-
ковоспламеняющихся жидкостей и 50 000 м3 при хранении горю-
чих жидкостей.
Расстояние между стенками назёмных вертикальных и гори-
зонтальных цилиндрических резервуаров с нефтью и нефтепро-
дуктами, располагаемых в одной группе, должно быть равно: для
резервуаров с плавающими крышами — 0,5 диаметра, но не более
20 м; для резервуаров с понтонами — 0,65 диаметра, но не более
30 м; для резервуаров со стационарными крышами — 0,75 диа-
метра, но не более 30 м при хранении легковоспламеняющихся
жидкостей, и 0,5 диаметра, но не более 20 м при хранении горю-
чих жидкостей.
Расстояние между стенками подземных резервуаров одной
группы должно быть не менее 1 м.
Объем товарного горизонтального резервуара для сжиженных
газов под давлением не должен превышать 200 м3. Такие резер-
вуары могут быть установлены блоками объемом до 2000 м3 и груп-
пами общим объемом не более 4000 м3 (два блока по 2000 м3).
Шаровые наземные резервуары для хранения сжиженных га-
зов можно располагать только вне района производственных
установок группами не более четырех резервуаров. Общий объем
группы — до 2400 м3.
В коммуникациях трубопроводов сырьевых и товарных пар-
ков, а также парков смешения при объеме резервуара ^?2000 м3
на случай аварии должна быть предусмотрена возможность пере-
качивания продукта из одного резервуара в другой.
Расстояния от резервуарных парков до ближайших зданий и
сооружений приведены в табл. II.1.
Сырьевой парк. Сырьевой парк предназначен для приема и
хранения нефти, поступающей на завод по трубопроводу или же-
лезной дороге. Сырьевые емкости должны обеспечить бесперебой-
ную работу завода в течение 7 суток при поступлении нефти по
трубопроводу. При снабжении завода нефтью водным путем или
при поступлении основной массы ее по железной дороге срок хра-
нения увеличивается, что оговаривается заданием на проектиро-
вание. В зависимости от климатических условий хранение нефти
можно осуществлять в резервуарах с плавающими крышами или
в резервуарах с понтонами. Нефти с разными свойствами дол-
жны храниться в самостоятельных резервуарах, если' этого тре-
бует технология переработки.
38
Таблица И. 1
Минимальные расстояния от резервуарных парков
до ближайших зданий и сооружений (в м)
Указанные расстояния могут быть уменьшены для полуподземных резервуаров
на 25% и для подземных резервуаров на 50%.
Здания и сооружения	Наземные резервуары	
	приемные и проме- жуточные	сырьевые и товарные
Здания не ниже второй степени огнестойкости, сооружения и технологические установки, кроме ТЭЦ			40	200
Здания насосной, обслуживающей резервуары с нефтепродуктами и сжиженными газами, и насосной внутризаводского перекачивания . .	20	20
Парки смешения топлив и подсобные сооруже- ния 		40	100
Аварийный резервуар для горячих продуктов	40	—
Нефтеловушки и нефтеотделители			30*	30*
Железнодорожные сливо-наливные устройства .	30	40
Газораздаточные сжиженных и горючих газов .	•—	Расстояния
Склад нефтяного кокса		40	принимаются по нормам для газораз- даточных станций 40
Котельная, обслуживающая парки		40	60
ТЭЦ завода		100	100
Закрытые распределительные устройства и под- станции напряжением до 100 кВ		40	40
Открытые распределительные устройства и подстанции напряжением до 100 кВ		60	60
Конденсатные станции и установки централизо- ванного сбора конденсата 		40	40
Внутренние дороги — проезды и подъезды на территории предприятия 		5-35	5-35
Подъездные внутризаводские железнодорожные пути 		30	40
Административно-хозяйственный блок		100	200
Здания пожарных постов		60	60
Ограждение		10	10
Граница смежных предприятий . . 			200	200
Жилые здания		300**	300**
Общественные здания		500 **	500**
• Для закрытых нефтеловушек расстояния уменьшаются: для нефтеловушек объемом до
100 м3—на 50%, объемом до 50 м3 — 75%.
*• В случае резервуаров с нефтепродуктами, температура вспышки паров которых выше
120 °C (кроме нефти и мазута), указанное расстояния сокращаются до 200 м.
39
Число сырьевых емкостей принимается в зависимости от мощ-
ности завода, но их должно быть не менее трех. Обычно на сырье-
вых базах устанавливаются резервуары объемом 20—50 тыс. м3.
При расположении сырьевых парков следует стремиться к
тому, чтобы нефть из них поступала на сырьевые насосы голов-
ных установок самотеком. Этим достигается экономия расходова-
ния электроэнергии. При отсутствии благоприятных условий то-
варно-сырьевые базы (ТСБ) могут быть удалены от головных
установок на довольно значительное расстояние (500—2000 м).
В данном случае при резервуарных парках нефти сооружается
насосная. Нефть различных сортов забирается насосами и по са-
мостоятельным трубопроводам подаётся на технологические уста-
новки для переработки.
Промежуточные парки. Каждая технологическая установка
имеет промежуточный парк (промпарк), который предназначает-
ся для приема, хранения и последующей переработки поступаю-
щего на установку сырья. Как правило, для каждого вида сырья
предусматриваются три резервуара (в один резервуар поступает
сырье, второй находится на анализе, из третьего резервуара
сырье забирается на установку).
Если установки работают по «жесткой связи», вместо проме-
жуточных парков сооружают сырьевые буферные емкости, коли-
чество которых равно 1—2.
Срок хранения сырья в промежуточных парках устанавли-
вается нормами технологического проектирования и колеблется
от нескольких часов до 8 суток. Так, например, для установок,
перерабатывающих сжиженные газы, он составляет 16 ч, а для
установок, работающих последовательно на двух и более видах
сырья (установки производства масел), — до 8 суток.
Как правило, в промежуточных парках не предусматриваются
резервуары для приема некондиционной продукции. Обычно она
возвращается в сырье установки или секции комбинированной
установки. Если некондиционная продукция представляет опреде-
ленную ценность и может быть сравнительно легко исправлена,
для нее сооружаются специальные емкости. Размеры и число
этих емкостей, а также условия возврата на переработку дол-
жны обосновываться проектом.
Объем единичного резервуара в промпарках составляет 100—
3000 м3. Промежуточные парки размещаются в непосредственной
близости от технологических установок на расстоянии не менее
40 м в соответствии с действующими противопожарными нор-
мами.
За последние годы накоплен положительный опыт проектиро-
вания и эксплуатации многих типов установок по схеме «жесткая
связь», т. е. без промежуточных парков. При этом достигается
снижение капитальных затрат на сооружение промпарков, насос-
ных и коммуникаций, вместе с парками ликвидируется источник
интенсивного выделения паров нефтепродуктов в атмосферу и в
конечном счете повышается надежность установок. Проектируют-
40
ся и строятся мощные комбинированные установки, блоки кото-
рых могут работать также без промежуточных парков.
Товарные парки. Прием, хранение и отгрузка товарной про-
дукции на НПЗ осуществляется через товарные резервуары
ТСБ. Обычно они располагаются на двух площадках: на одной
сооружаются объекты для отгрузки светлых и темных нефтепро-
дуктов, на другой — объекты для отгрузки сжиженных
газов.
Товарные резервуары должны обеспечивать возможность
приема и хранения в них 15-суточной выработки каждого из то-
варных продуктов (за исключением товарных сжиженных газов,
срок хранения которых не должен превышать трех суток). В слу-
чае транспортировки товарных продуктов по трубопроводу срок
их хранения может быть сокращен до семи суток.
ТСБ светлых и темных нефтепродуктов. Товар-
ные нефтепродукты по самостоятельным трубопроводам из парка
приготовления товарной продукции (парка смешения) или непо-
средственно с технологических установок поступают в товарные
резервуары. Для каждого вида товарной продукции обычно пре-
дусматривается не менее трех резервуаров (в один поступает
товарная продукция, второй — на анализе, из третьего ведется
откачивание на железнодорожную эстакаду или в магистральный
продуктопровод).Для хранения товарной продукции обычно при-
меняются резервуары объемом 10—20 тыс. м3. Бензины хранятся
в резервуарах с понтоном или плавающими крышами, керосины
и дизельные топлива — в резервуарах со стационарной крышей
под давлением 2 кПа (200 мм вод. ст.), а мазуты — в железобе-
тонных полуподземных резервуарах или РВС со стационарной
крышей. Резервуары, предназначенные для хранения нефти, ди-
зельного топлива и мазута обычно имеют, подогреватели, предот-
вращающие застывание продуктов в зимний период.
Нефтепродукты из товарных резервуаров по самостоятельным
трубопроводам забираются на прием насосов и подаются для на-
лива в железнодорожные цистерны. Коммуникации и насосы вы-
бираются из такого расчета, чтобы железнодорожный состав, по-
данный под налив, можно было заполнить за 1,25 ч. Обычно для
налива используются высокопроизводительные центробежные на-
сосы в стальном или чугунном исполнении. В северных районах
СССР насосы в чугунном исполнении должны располагаться в за-
крытых отапливаемых зданиях.
Как правило, проектируются и строятся двухсторонние же-
лезнодорожные эстакады для налива светлых и темных нефте-
продуктов, что позволяет одновременно подавать до четырех сор-
тов нефтепродуктов в составы, объединенные в один маршрут.
Однако обычно составы подают маршрутами под одновременный
налив одним сортом.
В насосных устанавливаются также насосы для опорожнения
коллекторов железнодорожных эстакад и зачистки трубопро-
водов,
41
Товарно-сырьевые базы светлых и темных нефтепродуктов
образуют самостоятельные комплексы, каждый из которых со-
стоит из резервуаров, насосной, железнодорожной эстакады и
коммуникаций между ними (рис. II. 1).
ТСБ сжиженных газов. Сжиженные газы, вырабаты-
ваемые нефтеперерабатывающим заводом, поступают по трубо-
проводам в резервуары товарной базы сжиженных газов
(рис. II. 2). Для каждого продукта предусматриваются самостоя-
тельные емкости. Обычно пропан хранится в горизонтальных ем-
костях объемом 200 м3 под давлением 1,8 МПа (резервуары
Рис. II. 1. Принципиальная схема ТСБ светлых нефтепродуктов:
/—резервуар бензина; 2 —резервуар керосина; <3 — резервуар дизельного топлива; 4—центро-
бежные насосы для бензина, керосина и дизельного топлива; 5—насос для зачистки кол»
лекторов; 6 — счетчик; 7 — наливная железнодорожная эстакада.
объемом 600 м3 на давление 1,8 МПа проходят промышленные
испытания), бутан — в шаровых емкостях объемом 600 м3 или
горизонтальных объемом 200 м3 под давлением 0,7 МПа, а пен-
тан и изопентан (вследствие их ограниченного производства) —
также в горизонтальных емкостях объемом 100—200 м3 под дав-
лением 0,2 МПа.
Из резервуаров продукты забираются насосами и подаются на
железнодорожные эстакады.
Для перекачивания сжиженных газов применяются герметич-
ные насосы типа ХГВ или центробежные насосы с двойными тор-
цевыми уплотнениями. Производительность насосов выбирается
из расчета необходимого времени налива железнодорожного со-
става (6 ч за вычетом времени на вспомогательные операции).
Для налива каждого продукта к железнодорожной эстакаде
подводится индивидуальный коллектор, в результате чего можно
одновременно наливать несколько видов сжиженного . газа,
42
Рис. II. 2. Принципиальная схема ТСБ сжиженных газов:
1—шаровой резервуар для бутана; 2—шаровой резервуар для изобутана; 3—горизонтальная емкость для пропана; 4—наливная встакада ежи
женных газов; б—насосы для перекачивания сжиженных газов.	t
Железнодорожные эстакады, как правило, выполняются двухсто-
ронними, что позволяет увеличить одновременный налив цистерн.
Стояки имеют паровую и жидкостную линии. Продукт по жид-
костной линии поступает в цистерну, а его пары направляются
из цистерны в тот резервуар, из которого проводится откачивание.
Перед подачей цистерны под налив тщательно осматривается
ее наружная поверхность, газовая арматура, устанавливается
наличие надписей, проверяется остаточное давление. Находя-
щиеся в эксплуатации цистерны должны иметь остаточное давле-
ние не менее 0,05 МПа. Цистерны, поданные под налив на эста-
каду, располагаются под стояками и с помощью гибких шлангов
подсоединяются к коллекторам.
Существуют схемы налива сжиженных газов с помощью пе-
редавливания. Компрессорами типа АУ-150 создается избыточное
давление в одной из емкостей, и продукт за счет перепада давле-
ния поступает в железнодорожную цистерну.
Содержание железнодорожных цистерн в технически исправ-
ном состоянии достигается своевременными текущим и плановым
ремонтами. На цистерны для сжиженного газа распространяются
правила Госгортехнадзора. Поэтому после каждого капитального
ремонта, но не реже одного раза в шесть лет, цистерны должны
подвергаться внутреннему осмотру и гидравлическому испыта-
нию. Кроме того, гидравлическое испытание проводится после
каждого ремонта, связанного с нарушением герметичности.
Освидетельствование цистерн сжиженного газа, их обработка
перед капитальным и годовым ремонтами, а также текущий ре-
монт осуществляются на ремонтно-испытательном пункте (РИП),
который может быть неотъемлемой частью ТСБ сжиженных га-
зов (строительство РИП на том или ином предприятии согласо-
вывается с ПО «Центргаз»).
Пропускная способность РИП определяется исходя из продол-
жительности операций, необходимых при обработке цистерн
(в ч):
Пропарка .................................. 5
Извлечение парового конденсата............. 0,1
Промывка горячей водой..................  .	0,5
Извлечение горячей воды.................... 0,2
Промывка холодной водой.................... 0,5
Извлечение холодной воды................... 0,2
Дегазация путем вентиляции.................. 1,0
Ремонт....................................  5,5
Наполнение водой............................ 0,5
Гидравлическое испытание и наружный осмотр .	1,5
Извлечение воды............................ 2
Открытие и закрытие люка................... 1,0
Наружная мойка, окраска.................... 3
Общие затраты времени...................... 21
Для обработки цистерн предусматривается эстакада, на кото-
рой прокладываются трубопроводы со шлангами для пара (дав-
ление 1 МПа), горячей воды (температура 90°C), холодной воды
44
(давление 0,7 МПа), водопровод для гидроиспытании (давление
2,5 МПа), воздухопроводы (давление 0,7 МПа и кПа, т. е.
^100 мм вод. ст.), продувочная линия, дренажная линия для
отвода стоков.
РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ
И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Нефть и светлые нефтепродукты на НПЗ хранятся в метал-
лических емкостях и резервуарах, а темные нефтепродукты —
в металлических и железобетонных резервуарах. В отдельных
случаях при наличии благоприятных геологических структур хра-
нение сырья и продуктов может и должно осуществляться в гор-
ных выработках, вымытых куполах каменной соли, уплотнениях
пластических пород взрывом, шахтных и ледогрунтовых выемках.
По расположению и планировке резервуары (хранилища) мо-
гут быть:
1)	наземными, когда днище резервуара или пол хранилища
находятся на одном уровне или выше наинизшей планировочной
отметки прилегающей территории, а также когда резервуар за-
глублен менее чем на половину высоты;
2)	полуподземными, когда резервуар или хранилище заглуб-
лены не менее чем на половину их высоты, при этом наивысший
уровень жидкости в резервуаре или разлившейся жидкости на-
ходится выше наинизшей планировочной отметки прилегающей
территории не более чем на 2 м;
3)	подземными, когда наивысший уровень нефтепродукта
в резервуаре находится не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей
планировочной отметки прилегающей территории.
По конструкции различают:
1) стальные емкости объемом до 100 м3 и резервуары объемом
более 100 м3 — вертикальные и горизонтальные цилиндрические,
с коническими днищами, с плоскими и сферическими крышами,
с плавающими крышами и понтонами, каплевидные и шаровые;
2) железобетонные резервуары — вертикальные и горизон-
тальные цилиндрические, прямоугольные и траншейные.
Металлические резервуары можно подразделить по методу их
изготовления и сборки. Обычно применяют метод полистовой
- сборки и метод рулонирования. Метод рулонирования заклю-
чается в том, что заводы металлических конструкций на спе-
циальных стендах изготавливают не отдельные листы, а цельные 1
корпус и днище в виде полотнищ, которые сворачиваются в ру-
лоны и транспортируются на площадку строительства, где разво-
рачиваются и свариваются. Очевидно, что такой метод монтажа
имеет ряд преимуществ по сравнению с методом полистовой
сборки, но требует специального оборудования для монтажа.
Резервуары различаются также по расчетному давлению.
Предназначенные для хранения темных нефтепродуктов резер-
вуары рассчитаны нД давление 200 Па (20 мм вод. ст.). Хранение
светлых нефтепродуктов должно осуществляться в резервуарах
45
с давлением до 2 кПа (200 мм вод. ст), сжиженных газов и
индивидуальных углеводородов (пропан, бутан) — в шаровых
или цилиндрических резервуарах с повышенным давлением
(0,2 МПа- и более).
Резервуары могут быть предназначены для промежуточного
и товарного хранения сырья и продуктов, отстаивания воды и
осаждения механических примесей, смешения нефтепродуктов,
хранения реагентов.
Все резервуары рассчитаны на хранение продуктов плот-
ностью не более 900 кг/м3. Продукты плотностью более 900 кг/м3
хранятся в специальных резервуарах.
В СССР изготовление емкостей и резервуаров осуществляется
по типовым проектам. Ведущей организацией по разработке
проектов вертикальных цилиндрических стальных резервуаров
является ЦНИИПроектстальконструкция.
Характеристики емкостей (сосудов) и резервуаров приведены
в табл. II. 2 — II. 4.
Таблица II.2
Горизонтальные цельносварные сосуды для работы под давлением
до 70 кПа
Номиналь- ный объем, м3	Внутренний диаметр, мм	Длина, мм	. Число опор, шт.	Масса, кг	Индекс
10	2000	3 620	2	1515	Т201.119
16	2000	5 420	2	2060 .	Т201.120
25	2400	5 945	2	2820	Т201.121
40	2800	7 070	3	4355	Т201.122
50	3200	6 790	3	5164	Т201.936
63	3200	8 490	3	5998	Т201.123
80	3200	10 590	3	6995	Т201.124
100	3000	14 930	4	8700	Т201.937
Железобетонные резервуары (табл. II. 5), несмотря на кажу-
щиеся преимущества (меньший удельный расход стали, более
низкие потери легких фракций от малых дыханий), имеют суще-
ственные недостатки. Их применение связано с сооружением под-
земных насосных, прокладкой трубопроводов в каналах или
сооружением колодцев в местах установки арматуры. В заглуб-
ленных сооружениях создаются благоприятные условия для скоп-
ления газов, что приводит к повышенной пожарной опасности.
Пористость бетона, неравномерная осадка панелей, колебания
температуры продуктов приводят к образованию трещин и утеч-
кам. Поэтому на всех вновь сооружаемых заводах хранение сырья
и получаемых продуктов предусматривается, как правило, в на-
земных металлических резервуарах.
Хранение легких фракций бензина (н. к. — 62°C), сжиженных
углеводородных газов, индивидуальных углеводородов (пропана
46
Таблица II.3
Типовые стальные вертикальные резервуары объемом 100—30000 м3
со щитовой кровлей (в том числе и резервуары с понтоном)
Марка резервуара	! < Фактический объем, м3	! Внутренний диаметр нижиего пояса, мм	Высота кор- пуса, мм	Число поя- сов, шт.	Число ЩИТКОВ кровли, шт.	Толщина поя- сов корпуса, мм	Масса резер- вуара с лест- ницей, кг	Номер типового проекта
РВС-100	104	4 730	5 920	4	2	4; 4; 4; 4	4 966	704-1-49
РВС-200	204	6 630	5 920	4	2	4; 4; 4; 4	7 366	704-1-50
РВС-300	332	7 580	7 375	5	5	4; 4; 4; 4; 4	11 209	704-1-51
РВС-400	421	8 530	7 375	5	8	4; 4; 4; 4; 4	12712	704-1-52
РВС-700	757	10 430	8 845	6	11	4; 4; 4; 4; 4; 4	18 383	704-1-53
РВС-1000	1 056	12 330	8 845	6	13	5; 4; 4; 4; 4; 4	25 047	704-1-66
РВС-2000	2 135	15180	И 825	8	15	7; 6; 5; 4; 4; 4; 4; 4	42 961	704-1-55
РВС-3000	3 340	18 980	И 825	8	9	8; 7; 6; 5; 5; 4; 4; 5	63 081	704-1-56
РВС-5000	4 832	22 790	11 845	8	25	10; 8; 7; 6; 5; 5; 5; 5	90 256	704-1-67
РВС-10000	10 950	34 200	11 920	8	64	14; 12; 11; 9; 7; 6; 6; 6	159 090	704-1-68
РВС-15000	15 000	40 920	11 860	8	76	14; 12; 10; 8; 7; 5; 5; 5	217 70о|	704-1-69
РВС-20000	19 500	46 660	11 860	8	88	14; 13; И; 9; 9; 7; 6; 5; 5	275 000	704-1-70
РВС-30000	28 100	45 600	17 920	—	—	—	467 800	704-1-71
и бутана) осуществляется в емкостях под повышенным дав-
лением (табл. II. 6). Изготавливаются эти емкости по нормали
ВНИИНефтемаша ОН 26-02-151—69 и отдельным проектам
ЦНИИПроектстальконструкции.
Таблица II.4
Типовые стальные вертикальные цилиндрические
резервуары с плавающей крышей
Объем резер- вуара, м3	Вну- тренний диаметр, мм	Высота корпуса, мм	Число поясов, шт.	Толщина поясов корпуса, мм	Масса, кг	Номер ' проекта института ЦНИИГТро- ектсталь- конструкция Z
10 000	34 200	11 940	8	12; И; 9; 8; 6; 6; 6; 6	199 930	83019км
15 000	39 900	11 940	8	11; 10; 8; 7; 7; 6; 5; 5	265 ПО	82613км
20 000	47 400	11 940	8	13; 11; 10; 8; 7; 7; 6; 6	362 190	- 82631км
30 000	56 900	11 940	8	15; 14; 12; 10; 8; 8; 8; 8	509 890	82612км
40 000	56 900	17 900	12	13; 12; 12; 12; 12; 12; 12; 10; 8; 8; 8; 8	630 000	82649км
50 000	60 700	17 900	12	14; 12; 12; 12; 12; 12; 12; 11; И; 9; 9; 9	758 700	82650км
47
Таблица II. 5
Железобетонные резервуары
Вид	Объем, м3	ШиринаХдлина, диаметр, мм	Высота, мм		Назначение	Номер типового проекта
Прямоугольные	100	6 000X6 000	4020]			7-02-311
заглубленные	250	6 000X12 000	4020			7-02-312
	500	12 000X12 000	4190			7-02-313
	1 000	12 000X18000	5440		Хранение	7-02-314
	2 000	18 000X24 000	5715		мазута	7-02-315
Цилиндрические	5 000	30 000	8420			704-1-76
заглубленные	10 000	42 000	8420]			704-1-77
	5 000	30 000	8280		Хранение	7-02-295
	10 000	42 000	8280 J		нефти	7-02-296
	20 000	54 000	9380)		Хранение	704-1-64
	30 000	66 000	8380 J		мазута	704-1-65
Таблица II. 6
Емкости для хранения нефтепродуктов под давлением
Нефтепродукт	Обозначение	Полезный объем, м3	Внутрен- . ний диаметр, мм	Общая длина, мм	Наибольшее рабочее давление, МПа	Об щая масса емкости без опор, кг
Пропан	ПС-25	20,8	2000	8 332ч		7 550
	ПС-50	41,5	2400	11 356		13 440
	ПС-100	82,6	3000	14 684	1,8	25 660
	ПС-160	133,0	3400	18512		42 454
	ПС-200	166,0	3400	22 912->		51 854
Бутан	БС-50	41,5	2400	11 550ч		7 861
	БС-100	82,6	3000	14 6501		15 135
	БС-160	133,0	3400	18 260 (		22 547
	БС-200	166,0	3400	22 660 )		26 992
Легкие фрак-	ЛФС-100	82,6	3000	14 6524		15 135
ции бензина	ЛФС-160	133,0	3400	18 480 >	0,2	22 547
	ЛФС-200	166,0	3400	22 880 )		26 992
При выборе проекта резервуара для хранения нефти и товар-
ных нефтепродуктов следует руководствоваться следующими
данными:
Нефтепродукт
Нефть (в сырьевых парках)
Бензин (в товарных парках)
Керосин, дизельное топливо
Принимаемый тип резервуара
Резервуар с плавающей крышей
или понтоном
Резервуар с понтоном или плава-
ющей крышей
Резервуар со щитовой кровлей
под давлением 2' кПа (200
мм вод. ст.)
48
Нефтепродукт
Мазут, гудрон, масла
Мазут
Легкие фракции бензина, сжи-
женные газы и индивидуаль-
ные углеводороды
Принимаемый тип резервуара
РВС со щитовой кровлей под дав-
лением 200 Па (20 мм вод. ст.)
Железобетонный цилиндрический
резервуар или резервуар дру-
гой формы
Горизонтальные цилиндрические
по нормали ОН 26-02-151—69 или
шаровые по индивидуальным
проектам ЦНИИПроектсталь-
конструкции
РЕЗЕРВУАРНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Для безопасной и удобной эксплуатации резервуары осна-
щаются дополнительным оборудованием, выбор которого зависит
от типа хранимого продукта и условий хранения. Резервуарное
оборудование применяется для заполнения и опорожнения ре-
зервуаров, замера уровня нефтепродукта, проветривания, за-
чистки, отбора проб, сброса подтоварной воды, поддержания
определенного давления в резервуарах, пенотушения.
В зависимости от свойств хранимых жидкостей резервуарное
оборудование подразделяется на две группы:
1) для резервуаров, в которых хранятся светлые нефтепро-
дукты и которые рассчитаны на давление 2 кПа (200 мм вод. ст.);
2) для резервуаров, в которых хранятся темные нефтепро-
дукты и которые рассчитаны на давление 200 Па (20 мм вод. ст.).
Перечень резервуарного оборудования приведен в табл. II. 7.
Расположение оборудования на вертикальном стальном резер-
вуаре показано на рис. II. 3.
Приемо-раздаточные устройства включают в свой состав прие-
мо-раздаточные патрубки (ПРП), хлопушки или шарнирные
подъемные трубы.
Снаружи резервуара к ПРП присоединяются приемные или
раздаточные трубопроводы. Внутри резервуара на ПРП устанав-
ливается хлопушка или шарнирная подъемная труба. Последняя
используется в том случае, когда продукт поступает с большим
количеством механических примесей или наблюдается некоторое
расслоение продукта и возникает необходимость откачивания
жидкости с определенного уровня. Как правило, резервуары снаб-
жаются двумя патрубками: приемным, по которому продукт посту-
пает в резервуар, и раздаточным, по которому продукт откачи-
вается из резервуара. Патрубки располагаются в нижнем поясе
резервуара.
Хлопушка предотвращает утечку нефтепродуктов из резервуара
в случае неисправностей в приемо-раздаточном трубопроводе или
задвижках. Обычно хлопушка оборудуется механизмом управле-
ния, позволяющим поднимать ее за счет приложения принуди-
тельной силы. На нагнетательной трубе можно устанавливать
49
хлопушку без управления, так как струя нефтепродукта силой
давления поднимает крышку хлопушки и постороннего воздей-
ствия не требуется.
На раздаточном трубопроводе предусматривается управление
хлопушкой, которое состоит из барабана, троса и штурвала
(вместо штурвала для ПРП-400, 500 и 600 применяется электро-
привод и перепускное устройство).
Рис. II. 3. Схема расположения оборудования на вертикальном стальном резер-
вуаре:
а—при хранении светлых нефтепродуктов типа дизельного топлива; б— при хранении темных
нефтепродуктов типа мазута;
/ — верхний световой люк; 2 — вентиляционный патрубок; 3 — огнепреградитель; 4 — основной
механический дыхательный клапан; 5—замерный люк; б — уровнемер; 7 — нижний люк-лаз;
8 — водоспускной клапан; S —хлопушка; 10— приемо-раздаточные патрубки; // — перепускное
устройство; 12 — подъемник хлопушки; 13 — предохранительный гидравлический дыхательный
клапан; 14 — шарнирная подъемная труба.
Перепускное устройство предназначено для облегчения откры-
тия хлопушки. Оно уравнивает давление нефтепродукта над и
под хлопушкой за счет его перепуска из резервуара в приемо-
раздаточный патрубок.
Данные, позволяющие выбрать приемо-раздаточные патрубки,
хлопушки и механизм управления хлопушкой, приведены в
табл. II. 8.
Световой люк служит для проветривания резервуара перед за-
чисткой или ремонтом, подъема хлопушки или шарнирной трубы
при обрыве рабочего тросика. Располагается люк на крыше
50
Таблица tl.?
Оборудование вертикальных цилиндрических резервуаров
Оборудование	Темные нефтепродукты и светлые (типа дизтоплива). Резервуары со щитовой кровлей	Светлые нефтепро- дукты (типа керосина). Резервуары со щитовой кровлей	Светлые нефте- продукты (типа бензина) Резервуары с понтоном
Люк-лаз в первом поясе стенки ДРу = 500 мм )	 Люк-лаз во втором поясе стенки	+	+	.+
(Ру = 500 мм)		+	+	+
Люк-лаз овальный (600X900) . . . Люк монтажный на крыше (Ру =	+	+	+
1000 мм)		+	+ 7	+
Патрубок для установки замерного люка (Ру = 150 мм)	 Патрубок для установки указателя	+	+	+
уровня (Ру = 200 мм) ., . . . . .	+	+	+
Люк световой (Ру = 500 мм) . . .	+	+	+
Люк замерный (Ру = 150 мм) . . .	+	+	+
Кран сифонный *		+	+	+
Патрубок приемный *		+	+	+
Патрубок раздаточный *		+	+	+
Хлопушка с перепуском *		+	+	+
Хлопушка с электроприводом * . . .	+	+	+
Механизм управления хлопушкой * .	+	+	+
Пробоотборник сниженный * . . . .	ПСР	ПСР	ПСР-7
Патрубок вентиляционный * . . . .	+	+	+
Огневой предохранитель *	 Патрубок сигнализатора уровня	+	—	+
СУЖ *		+	+	+
Патрубок для зачистки * 	 Клапан дыхательный непримерзаю-	+	4-	+
щий двухмембранный с огневым предохранителем * 		—	ндкм	—
Клапан предохранительный гидра-			
влияеский с огневым предохраните- лем *				кпг	—-
Патрубки монтажные для НДКМ и кпг *	 Люк монтажный на понтоне	—	+	—
(Dy = 1000 мм)		—	—	. +
Подогреватель	 Подъемная труба с оборудованием	+	—	—
для подъема		Необходимость установки		
	определяется проектом		
* Техническая характеристика определяется проектом.
51
Таблица U.S
Данные для выбора приемо-раздаточных патрубков,
хлопушек и управления хлопушкой
Оборудование, управление	Марка или производи- тельность Q, мЗ/ч	Диаметр условного прохода Dy, мм	Масса, кг	Номер рабочих чертежей, ГОСТ или ТУ, по которому изготавливается оборудование
Приемо-раздаточный	ППР1-50	50	7,0	ГОСТ 3690-70
патрубок для вер-	ППР1-80	80	11,1	
тикальных резер-	ППР1-100	100	13,5	
вуаров (ППР1 слу-	ППР1-150	150	28,6	
жит для присоеди-	ППР1-200	200	35,7	
нения к хлопушке,	ППР1-250	250	54,0	
ППРП —к подъем-	ППРЬЗОО	300	70,6	
ной трубе)	П ПР 1-350	350	90,4	
	ППР1-400	400	268,5	
	ППР1-500	500	375,5	
	ППР1-600	600	485,5	
	ППРП-400	400	170,1	
	ППРИ-500	500	255,3	
	ППРП-600	600	- 374,0	
Труба подъемная	—	100	95 '	
(рекомендуется к		150	144	
применению в ре-		200	236	
зервуарах для хра-		250	290-366	
нения мазутов с		300	349-439	
большим содержа-		350	509	
нием механических		400	728	
примесей и воды,		500	875	
а также при хра-		600		
ненйи высококаче-				
ственных масел —				
авиационных и др.)				
Шарнир подъемной	ШД-100	100	41	ГОСТ 3849-69
трубы	ШД-150	150	76	
	ШД-200	200	123	
	ШД-250	250	137	
	ШД-300	300	186	
	ШД-350	350	235	
	ШД-400	400	256	
	ШД-500	500	376	
	ШД-600	600	517	
Роликовый блок для	—	100-350	96	Чертежи завода-
пропуска троса				изготовителя
подъемной трубы				(ГОСТ 3847-67)
или хлопушки				
	—	400-500	120	Чертежи Киевско-
				го филиала Гип-
				ротрубопровода
				46371—46376
52
П родолжениё
Оборудование, управление	Марка или производи- тельность Q, мЗ/ч	Диаметр условного прохода Dy, мм	Масса, кг	Номер рабочих чертежей, ГОСТ или ТУ, по которому изготавливается оборудование
Лебедки ручные на-	ЛР-500	—	96	Чертежи завода-
стенные	ЛР-1000	—	120	изготовителя (ГОСТ 3848—68)
Хлопушка чугунная	Х-50	50	2,9	Чертежи завода-
для приемо-разда-	Х-80	80	8,7	изготовителя
точных патрубков	Х-100	100	10,5	(ГОСТ 3744-67)
резервуаров	Х-150	150	.20	
	Х-200	200	35,1	
	Х-250	250	58,2	
	Х-300	300	66,8	
	Х-350	350	108	
Хлопушка с перепус-	ХП-400	400	128	ГОСТ 3744-67
КОМ	ХП-500	500	194	
	ХП-600	600	274	
Управление хлопуш-	Х-80	80	38	—
кой (боковое) для	Х-100	100	38	
вертикальных ре-	Х-150	150	38	
зервуаров	Х-200	200	38	
	Х-250	250	52	
	Х-300	300	52	
	Х-350	350	52	
Электропривод во	ЭУХ-600	400	268	Чертежи
взрывобезопасном		500	268	ВНИИНефтема-
исполнении для управления хло- пушками		600	268	ша ЭУХ-600
Перепускное устрой-	—	25	8,31	Чертежи Киевско-
ство				го филиала Ги- протрубопровода 46365 (ГОСТ 3744—67)
резервуара, над приемо-раздаточными патрубками. При щитовой
кровле используется люк ЛЩ-200 (ГОСТ 3590—68) диаметром
500 мм и массой 41 кг, при сферической кровле — ЛС-380 диа-
метром 500 мм и массой 50,5 кг.
Люки-лазы предназначены для проникновения обслуживающего
персонала внутрь резервуара при его ремонте и зачистке, осве-
щения и проветривания резервуара. Люк-лаз первого (нижнего)
пояса резервуара устанавливается диаметрально противоположно
световому люку. Диаметры люков-лазов первого и второго
пояса — 500 мм (чертеж 7-02-321). Масса люка-лаза первого
пояса — 102 кг, люка-лаза второго пояса — 114 кг.
Замерный люк предназначен для замера уровня продукта в
резервуаре и отбора проб при неисправности дистанционного
53
указателя уровня (УДУ) и сниженного пробоотборника (ПСР).
Замерный люк устанавливается на специальном патрубке, прива-
ренном к крыше резервуара, невдалеке от стенки резервуара. Люк
ЛЗ-100 имеет диаметр 100 мм и массу 4,5 кг, люк ЛЗ-150— диа-
метр 150 мм и массу 6,5 кг (ГОСТ 16133—70).
Рис. II. 4. Указатель уровня УДУ-5:
3 —барабаны; 2—стальная лента; 4—мерный шкив; 5 —гидрозатвор; б —ролик; 7 —зажим-
ной винт; <8 — направляющая струна; 9—перфорированная лента; 10—поплавок.
Рис. II. 5. Пробоотборник ПСР-4:
2 — клапанная секция; 2 — концевая труба; 3 — фланец; 4—верхний люк; 5—воздушная труба;
6 — панель управления отбором и сливом пробы
Дистанционный указатель уровня (рис. II. 4) служит для ди-
станционного замера уровня продукта в резервуаре. В зависи-
мости от уровня продукта в резервуаре осуществляется переме-
щение поплавка 10, который соединен с перфорированной лен-
той 9. Лента 9 находится в зацеплении с мерным шкивом 4.
Перемещение шкива передается на счетчик, показания которого
54
соответствуют уровню продукта в резервуаре. Разработаны раз-
личные модификации УДУ: для вертикальных наземных резервуа-
ров— УДУ-5М, для резервуаров с плавающей крышей — УДУ-5Б,
для заглубленных резервуаров — УДУ-5А, для резервуаров повы-
шенного давления — УДУ-5Д.
Рис. II. 6. Вентиляционный патрубок:
/ — опорный фланец; 2—труба; 3 — обечайка колпака; 4—хомут; 5—сетка; 6—крышка кол-
пака; 7—крышка трубы; 8— лапа.
Рис. II. 7. Огневой предохранитель:
/—фланец; 2—прижимной болт; 3—корпус; 4—крепежный болт; 5—кассета; 6—кожух;
7—уплотняющая прокладка.
Пробоотборник позволяет отобрать пробу, соответствующую
среднему составу нефтепродукта в резервуаре (забор осуще-
ствляется из разных по высоте зон).
На рис. II. 5 показан пробоотборник ПСР-4. Он состоит из
двух клапанных секций 1, концевой трубы 2 с одним клапаном,
соединенных между собой фланцами 3, воздушной трубы 5, верх-
него люка 4 и панели управления отбором и сливом пробы 6.
55
Отбор пробы проводится следующим образом. Ручным насосом
создается избыточное давление в воздушной трубе, открываются
нормально закрытые клапаны, и продукт поступает в пробоотбор-
ную колонку. После заполнения колонки давление в системе при
Рис. II. 8. Основной (механический) дыхательный клапан для «атмосферных»
резервуаров:
/ — корпус; 2—направляющие стержни; <3 —верхняя тарелка вакуума; 4—откидная крышка;
5, 7 — седла; б — направляющая; 8 — нижняя тарелка давления; 9—фланец; 10—сетка.
помощи спускного клапана снижается до нуля, что приводит
к закрытию клапанов отбора проб. Нажатием специальной руко-
ятки осуществляется отбор пробы в специальную пробоотборную
посуду.
Масса пробоотборников (ТУ 25-02-494—71): ПСР-4 — 62 кг;
ПСР-7 (для резервуаров с понтонами) — 70 кг.
56
Вентиляционный патрубок (рис. 11.6) служит для сообщений
газового пространства резервуара, наполненного темными нефте-
продуктами и маслами, с атмосферой. Устанавливается такой па-
трубок в верхней точке крыши резервуара. Поперечное сечение
патрубка затягивается медной сеткой, препятствующей попада-
нию искр внутрь резервуара. Сверху патрубок закрыт съемным
колпаком. При снятом колпаке проводится осмотр и чистка сетки.
Выбор вентиляционного патрубка зависит от максимальной
производительности насосов, осуществляющих подачу и откачи- 1
вание продуктов в резервуар. Диапазон производительности и тип
принимаемого вентиляционного патрубка приводятся в типовом
проекте резервуара.
На резервуарах устанавливаются стандартные вентиляцион-
ные патрубки (ГОСТ 3689—70), характеристики которых приве-
дены ниже:
Шифр	Диаметр, мм	Масса, кг
ВП-150	150	15
ВП-200	200	23
ВП-250	250	зз	.
ВП-300	300	50
ВП-400	400	67
ВП-500	500	103
ВП-600	600	122
Огневой предохранитель	(рис. II. 7)	предназначен для предот-
вращения проникновения	пламени в	пространство резервуара.
Устанавливается он совместно с дыхательным и предохранитель-
ным клапанами.
Внутри корпуса стандартного огневого предохранителя разме-
щаются кассеты, которые состоят из свитых в спираль гофриро-
ванных и плоских лент алюминиевой фольги, образующих не-
сколько параллельных каналов.
Принцип действия огневого предохранителя заключается в том,
что пламя, попадая в него, проходит через множество каналов
и в результате этого делится на мелкие потоки; поверхность со-
прикосновения пламени с предохранителем увеличивается, воз-
растает отдача теплоты стенкам каналов, и пламя затухает.
Заградители пламени обладают малым гидравлическим сопротив-
лением и достаточно устойчивы против обледенения.' Характери-
стики огневых предохранителей приведены ниже:
Шифр	Диаметр, мм	Масса, кг
ОП-50	50	7
ОП-ЮО	100	.15
ОП-150	150	20
ОП-200	200	32
ОП-250	250	50
ОП-350	350	90
ОП-500	500	145
Дыхательные клапаны предназначены для сокращения потерь
нефтепродуктов от испарения и защиты резервуара от разрушения
57
при повышенном давлении или вакууме. Они монтируются на
крыше резервуара у замерной площадки при хранении в нем
легковоспламеняющихся нефтепродуктов.
Гарантированная защита резервуара достигается за счет уста-
новки дублирующего предохранительного клапана, который начи-
нает работать после возрастания давления в резервуаре или обра-
зования вакуума выше допустимого на 5—10%.
Клапан (рис. II. 8) фланцем 9 крепится к огневому предохра-
нителю, установленному на штуцере резервуара. Корпус кла-
пана— сварной алюминиевый. Внутри клапана на одной оси рас-
полагаются съемные тарелка вакуума 3 и тарелка давления 8,
которые опираются на алюминиевые седла 5 и 7. Откидная
крышка 4 помещается над клапанами, что позволяет производить
их осмотр, чистку и проверку. Вертикальное движение тарелок
обеспечивается направляющей 6 и направляющими стержнями 2
(по четыре на каждый клапан). Сообщение клапана с атмосферой
осуществляется через сетку 10.
Характеристики дыхательных клапанов приведены в табл. II. 9.
Таблица II. 9
Характеристики дыхательных клапанов
Марка	Размеры клапана (см. рис. П. 8), мм								Пропуск- ная способ- ность, мЗ/ч	Масса, кг
	°У	D			D2	н	L	do		
КД-2-50	50	220	ПО	90	140	300	350	14	22	10,3
КД-2-100	100	315	-170	148	205	425	460	18	50	12,5
КД-2-150	150	390	225	202	260	490	550	18	100	28,0
КД-2-200	200	500	280	258	315	600	705	18	200	39,2
КД-2-250	250	550	335	312	370	675	770	12	300	50,4
КД-2-350	350	670	445	415	485	770	990	23	1000	123,7
КД-1-500	500		—	—	—	740	1376	—	3000	340,0
ПОТЕРИ НЕФТЕПРОДУКТОВ
И СПОСОБЫ ИХ СОКРАЩЕНИЯ
Транспортирование и хранение нефти и нефтепродуктов сопро-
вождаются потерями в окружающую среду. Ориентировочные
подсчеты показывают, что они составляют до 9% от годовой до-
бычи нефти. В общую сумму потерь входят:
1)	утечки жидких и газообразных продуктов в результате на-
личия неплотностей в резервуарах, трубопроводах, насосах, цис-
тернах;
2)	потери при очистке продуктов от воды и грязи, при спуске
отстоявшейся воды из резервуаров через сифонный кран без до-
статочного контроля за дренируемым продуктом;
3)	потери при зачистке резервуаров, трубопроводов и обору-
дования от отложений;
58
4J потери за счет испарения нефти и нефтепродуктов при пе-
рекачивании и хранении.
Потери от испарения составляют 2—3% от годовой добычи
нефти. Основной источник потерь — испарение в резервуарах при
сливо-наливных операциях. Величина этих потерь зависит от
свойств перекачиваемых нефтепродуктов, причем потеря части
нефтепродуктов от испарения влияет на качество хранимого про-
дукта. Так, например, в результате испарения из нефти улетучи-.
ваются главным образом наиболее легкие компоненты, являю-
щиеся ценным сырьем для нефтехимических производств. Испа-
рение происходит при любой температуре вследствие теплового
движения молекул нефтепродуктов. Интенсивность его возрастает
с повышением температуры.
Легкие компоненты нефти и нефтепродуктов, обладающие вы-
соким давлением насыщенных паров, насыщают газовое про-
странство резервуаров. Пары смешиваются с воздухом и вытес-
няются в атмосферу, т. е. безвозвратно теряются.
Потери от испарения складываются из потерь при заполнении
и опорожнении рёзервуаров (от «больших дыханий») и потерь
от суточного колебания температуры окружающего воздуха и
изменения атмосферного давления (от «малых дыханий»).
При откачивании нефтепродуктов или нефти из резервуаров
в газовое пространство через дыхательные клапаны всасывается
атмосферный воздух, что приводит к снижению давления паров.
При этом начинается интенсивное испарение. Обычно к моменту
окончания откачивания парциальное давление паров в газовом
пространстве резервуара значительно меньше давления насыщен-
ных паров при данной температуре. При последующем закачива-
нии резервуара паровоздушная смесь вытесняется из него в атмо-
сферу поступающим продуктом. Таким образом, происходит
«большое дыхание». Потери от «больших дыханий» составляют
около 70% общих потерь от испарения.
В ночное время суток температура воздуха обычно пони-
жается, за счет чего газовое пространство резервуара и поверх-
ность нефтепродуктов охлаждаются. Происходит частичная кон-
денсация паров нефтепродуктов в резервуаре, и образуется ва-
куум. Как только он достигает расчетной величины, открывается
вакуумный клапан, и из атмосферы поступает свежий воздух —•
происходит так называемый «вдох». В дневное время вследствие
повышения температуры в резервуаре с поверхности жидкости
происходит интенсивное испарение легких компонентов. Давление
в газовом пространстве резервуара повышается. Когда оно дости-
гает расчетной величины, открывается дыхательный клапан,
и часть паровоздушной смеси удаляется в атмосферу—происхо-
дит «выдох».
При понижении атмосферного давления паровоздушная смесь
также расширяется, вследствие чего часть ее выходит из резер-
вуара,
69
На величину «малых дыханий» влияют многие факторы, в том
числе и размеры резервуара, так как от них зависит поверхность
жидкости, с которой происходит испарение нефтепродукта. Оче-
видно, чем значительней поверхность зеркала, тем больше испа-
рение. Поскольку резервуары большого объема обладают боль-
шей тепловой инерцией, чем резервуары малого объема, величина
потерь от «малых дыханий» для них будет меньше.
Существенное влияние на величину потерь оказывает степень
заполнения резервуара. В резервуарах, заполненных не пол-
ностью, происходит более интенсивное дыхание и, следовательно,
потери будут больше.
Для расчета величины потерь от испарения применяют эмпи-
рические формулы, полученные на основе опытных данных; ис-
пользуются также номограммы.
Экономические показатели НПЗ могут быть заметно улуч-
шены, если существенно сократить потери нефти и нефтепро-
дуктов.
За последнее время нефтеперерабатывающими заводами на-
шей страны проделана большая работа по сокращению потерь
нефти и нефтепродуктов в окружающую среду, что не только ска-
зывается на экономике отрасли, но и резко улучшает экономиче-
ские условия промышленных районов.
Способы сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испа-
рения могут быть условно разбиты на пять групп:
1)	сокращение газового пространства резервуара;
2)	сокращение амплитуды колебания температуры газового
пространства;
3)	улавливацие паров нефти и нефтепродуктов;
4)	хранение под избыточным давлением;
5)	организационно-технические мероприятия.
В зарубежной практике эксплуатации резервуаров вырабо-
таны некоторые общие правила по применению различных мер
борьбы с потерями нефтепродуктов.
Принято, что при коэффициенте оборачиваемости* резервуара
от 3 до 6 почти всегда выгодна газовая обвязка с газокомпенса-
тором. При коэффициенте оборачиваемости более 18 выгоднее
применять резервуары с плавающей крышей. При коэффициенте
оборачиваемости между 6 и 18 для выбора наиболее экономичной
системы нужны дополнительные технико-экономические исследо-
вания.
Сокращение газового пространства в резервуаре достигается
за счет покрытия зеркала нефтепродукта пленками, микробалло-
нами, плавающими крышами, понтонами. Наибольшее распро-
странение получили плавающие крыши и понтоны, которые позво-
ляют сократить потери при испарении до 90%.
* Коэффициентом оборачиваемости называют число циклов смены продукта
в резервуаре.
60
Уменьшение амплитуды колебания температуры газового про-
странства резервуаров достигается за счет покрытия резервуара
алюминиевой или белой краской, охлаждения паровоздушной
смеси, тепловой изоляции резервуаров и изотермического хранения
нефти и нефтепродуктов (подземное хранение).
Улавливание паров нефтепродуктов, уходящих из емкостей,
работающих при атмосферном давлении, осуществляется путем
организации обвязки резервуаров в сочетании с газосборниками
и газокомпенсаторами. Пары нефтепродуктов через огневые пре-
дохранители и газоуравнительные линии резервуаров поступают
в газгольдер при превышении подачи продуктов над расходом;
и наоборот, пары продуктов из газгольдера поступают в резер-
вуар при превышении расхода над подачей. В случае совпадения
операций подачи и откачивания продуктов газгольдеры из газо-
вой обвязки могут быть исключены. Объем газгольдера рассчи-
тывается для случая максимально возможного несовпадения опе-
раций поступления и отпуска нефтепродуктов.
Хранение нефтепродуктов под избыточным давлением позво-
ляет полностью ликвидировать потери от «малых дыханий» и
частично от «больших дыханий». Оптимальное избыточное давле-
ние в резервуаре зависит от физико-химических свойств храни-
мого нефтепродукта и условий окружающей среды и в каждом
конкретном случае должно определяться расчетом. Исходя из ве-
личины потерь и технико-экономического обоснования, применяют
ту или иную конструкцию резервуара. В типовых стандартных
резервуарах могут храниться нефтепродукты под избыточным дав-
лением 2 кПа (200 мм вод. ст.). При необходимости хранения
нефтепродукта под более высоким давлением используются ре-
зервуары специальных конструкций — каплевидные, сферические,
горизонтальные цилиндрические.
Организационно-технические мероприятия, указанные ниже,
являются одним из важнейших средств сокращения потерь нефте-
продуктов:
1)	регулярная проверка герметичности резервуаров, оборудо-
вания и трубопроводов;
2)	применение для хранения нефтепродуктов резервуаров
большого объема, поскольку известно, что потери от «малых ды-
ханий» прямо пропорциональны площади испарения;
3)	хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов в «атмо-
сферных» резервуарах при максимальном заполнении, что приво-
дит к уменьшению потерь от «малых дыханий»;
4)	заполнение резервуаров в ночное время (при наиболее
низкой суточной температуре) и опорожнение их в дневное время,
сокращение промежутка времени между опорожнением и запол-
нением резервуара, что приводит к уменьшению величины потерь
от «больших дыханий»;
5)	правильная организация Систем'Ы учета путем применения
современных средств контроля высокой точности,
61
ЗАЧИСТКА РЕЗЕРВУАРОВ
При длительной эксплуатации резервуаров на их днище выпа-
дает значительное количество нефтяных остатков (высокосмоли-
стые, асфальтовые и парафинистые вещества, продукты коррозии,
минеральные частицы, вода). Большое количество донных отло-
жений снижает полезный объем резервуара, забивает наливные
устройства, затрудняет сливо-наливные операции, не позволяет
проводить ремонтные работы в резервуаре.
Очистка емкостей — весьма трудоемкий процесс. В настоящее
время применяются ручной, механизированный и химико-механи-
зированный способы очистки. Это разделение условно, так как в
каждом из них имеются элементы ручного и механизированного
труда.
При ручном способе используются примитивные приспособле-
ния и требуются большие количества времени и средств. Напри-
мер, резервуар объемом 2000 м3, в котором хранился мазут, очи-
щают от остатков около месяца. Этот способ очистки применяется
только на тех НПЗ, где еще эксплуатируются резервуары старой
конструкции.
Уже многие годы применяется механизированный способ, по-
зволяющий отмывать загрязнения горячей водой, подаваемой
в емкости под давлением через специальные моечные машинки —
гидромониторы. При данном способе вода нагревается в подогре-
вателе до 70—80 °C и под давлением 1 —1,2 МПа подается в моеч-
ные машинки, подвешенные в очищаемой емкости. Струи воды
равномерно распределяются по поверхности и смывают нефте-
остатки. Промывочная вода с удаленными загрязнениями откачи-
вается насосом на очистные сооружения. При необходимости
места, не размытые струями, очищаются вручную.
Механизированный способ значительно сокращает время
очистки, уменьшает непроизводительные простои резервуаров,
снижает объем ручного труда и стоимость процесса, однако он
недостаточно совершенен, так как требуется большой расход энер-
гии для подогрева воды, неполностью отмываются загрязненные
поверхности и повышаются затраты на обработку промывной воды,
загрязненной нефтепродуктами, на очистных сооружениях.
Химико-механизированный способ очистки аналогичен механи-
зированному, но вместо воды применяются растворы моющих
средств. При этом способе моющие средства используются много-
кратно (система замкнутого цикла), практически полностью очи-
щается поверхность резервуара и утилизируются отмытые нефте-
остатки.
Моющие средства можно разделить на три группы: щелочные
обезжиривающие водные растворы, органические растворители и
препараты, содержащие синтетические поверхностно-активные ве-
щества (ПАВ). Первые две группы моющих средств имеют неко-
торые недостатки, ограничивающие их применение. Так, напри-
мер, щелочные растворы содержат недостаточное количество омы-
62
Ляющих вещестй, не позволяют сохранить отмытый нефтепродукт
вследствие образования стойких и вязких эмульсий; органические
растворители высокотоксичны, пожароопасны, сложны в регене-
рации.
В связи с этим наибольшее распространение при очистке ем-
костей от нефтеостатков приобрели моющие составы на основе
ПАВ, содержащие иногда небольшие добавки органических рас-
творителей. Они нетоксичны, невзрывоопасны, хорошо раство-
ряются в воде. Водный раствор препарата, нагретый до 70—80°С,
под давлением 0,9—1,1 МПа подается через распылитель в зачи-
щаемый резервуар, где образует легкоподвижную и самопроиз-
вольно распадающуюся эмульсию с нефтепродуктом. Эмульсия
попадает в каскадную емкость, в последней ступени которой по-
лучается чистый раствор, вовлекаемый в цикл. Характеристики
моющих препаратов приведены в табл. II. 10.
Таблица II. 10
Моющие препараты
Препарат	Назначение	Концентрация в зависимости от сорта нефтепродукта, % (масс.)
МЛ-1 •) МЛ-2 > МЛ-6 ) МЛ-10 МЛ-22	Для зачистки емкостей от остатков мазута Для зачистки емкостей от остатков бензинов Для зачистки емкостей от остатков сырой нефти	0,5—0,6 на морской воде 0,5—0,6 на пресной воде 0,1—0,2 на морской воде 1,0 на пресной воде 0,25—0,3 на пресной во- де
Для химико-механизированного удаления остатков нефтепро-
дуктов и шлама применяются стационарные средства (насос,
трубопроводы) с размещением размывающих головок на резер-
вуарах в период зачисток, передвижные комплекты обору-
дования ОМЗР и установка УЗР-1, разработанная институтом
ВНИИСПТНефть.
В комплект оборудования ОМЗР входят: насосная установка,
смонтированная на шасси автомобиля ГАЗ-51 или ЗИЛ-150, с на-
сосами ЦНС-51 производительностью 65 м3/ч и напором 90 м
ст. жидкости (для ГАЗ-51) или 6НГм-7Х2 производительностью
110/160 м3/ч и напором 140/50 м ст. жидкости (для ЗИЛ-150);
водоэжекторы — горизонтальный и вертикальный; взрывобезопас-
ный электровентилятор, предназначенный для проветривания ем-
костей во время установки моечного оборудования, а • так>ке
охлаждения и дегазации их после промывки горячим моющим
раствором.
Установка УЗР-1, смонтированная на шасси автомобиля
КРАЗ-256, состоит из ‘ размывочной автоматической машинки
63
РАМ-1, насоса MC-100 для подачи жидкости, Насоса 4-НФ для
откачивания размытых остатков по трубопроводу, а также си-
стемы быстроразборных трубопроводов. При очистке не только
днища, но и боковых внутренних поверхностей резервуара в ком-
плект УЗР следует включить моечную машинку типа ММ-4.
Обслуживают установку УЗР-1 два человека. Время зачистки ре-
зервуара объемом 5000 м3 составляет 51 ч. Очистка моющими
растворами может быть непрерывной — по замкнутому циклу или
периодической — с отстаиванием эмульсии в отдельной емкости.
Существуют схемы, предотвращающие образование отложе-
ний в резервуарах. В этом случае внутри резервуара предусмат-
ривается система трубопроводов с размывающими головками.
Головки устанавливают на днище так, чтобы оно полностью пере-
крывалось струями, выходящими из сопел.
Работы по зачистке резервуаров опасны и требуют соблюдения
противопожарных мер и правил техники безопасности. Специаль-
ные меры безопасности должны быть приняты при зачистке ре-
зервуаров из-под сернистых нефтей или нефтепродуктов. Помимо
обычных отложений в таких резервуарах образуются пирофорные
соединения, которые состоят в основном из сернистого железа,
способного к самовозгоранию при атмосферных условиях.
При хранении сернистых нефтей и нефтепродуктов в металли-
ческих резервуарах наблюдается коррозия крыш, верхних поя-
сов, днищ (разрушение их происходит в течение 2—3 лет). Кроме
того, на поверхности резервуаров образуются пирофорные отло-
жения. Для предотвращения сернистой коррозии институт
ВНИИНефтемаш разработал эффективные средства защиты: для
крыш, ферм и верхних поясов — лакокрасочные бензостойкие пер-
хлорвиниловые покрытия А и Б, для днищ и нижнего пояса —
цементное торкрет-покрытие.
В результате защиты крыши и верхних поясов покрытиями А
или Б срок их службы увеличивается до 5—6 лет, а цементные
торкрет-покрытия удлиняют срок службы днища и нижних поясов
до 10—12 лет.
МОНТАЖ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
Как уже указывалось выше, широкое распространение полу-
чил метод строительства вертикальных металлических резервуа-
ров, при котором на площадку доставляются детали резервуара
в виде рулонов корпуса и днища.
Резервуар монтируется на фундаменте, воспринимающем гид-
ростатическое давление нефтепродукта. Неправильно спроектиро-
ванный или сооруженный в отступление от проекта фундамент
является, как правило, причиной неравномерной осадки резер-
вуара, приводящей к появлению трещин в днище или корпусе,
а иногда к полному разрушению резервуара. Фундаменты опи-
раются на основания, которые могут быть искусственными или
естественными. Для устройства искусственных оснований приме-
64
няются сваи, цементация слабых грунтов, песчаные подушки
и т. д. Большинство резервуаров НПЗ сооружается на естествен-
ных основаниях.
В качестве оснований под насыпные фундаменты резервуаров
используются скальные грунты, пески, супеси, суглинки, глины.
Участок, отведенный под строительство резервуаров, детально
обследуется с целью изучения качества и рода залегающих грун-
тов, их мощности и положения, наличия грунтовых, ключевых или
текучих вод.
Рис. II. 9. Нормальный фундамент для вертикального стального резервуара:
а —объемом 5000 м1; б —объемом 10 000 м’;
/ — грунтовая подсыпка; 2—песчаная подсыпка; <3—гидронзолирующин слой; 4—бетонное
кольцо.
Нормальный фундамент под резервуар состоит из грунтовой
подсыпки, подушки из крупнозернистых материалов (песка,
гальки, гравия, щебня и др.) и гидроизолирующего слоя
(рис. II. 9).
Грунтовая подсыпка производится после срезки и удаления
растительного слоя толщиной 15—30 см. Подсыпку следует вы-
полнять из однородных грунтов горизонтальными слоями толщи-
ной 15—20 см с послойным уплотнением. Толщина слоя подсыпки
определяется в зависимости от всасывающей способности насоса,
забирающего продукт из резервуара, рельефа местности и колеб-
лется от 0,5 до 2 м.
Толщина подушки фундамента составляет 20—25 см. Радиус
подушки R должен быть на 0,7 м больше радиуса резервуара.
Подушку сооружают с уклоном от центра к периферии с высо-
той конуса в центре, равной 0,0157?. Это делается для восприя-
тия напора грунтовых вод, разгрузки днища от термических
3 Зак. 768
65
напряжений, а также улучшения дренирования подтоварной воды.
Поверх подушки укладывается гидроизолирующий слой, который
состоит из супесчаного грунта (90% объема супеси) и вяжущего
вещества — Жидких битумов, полугудрона, каменноугольного дегтя
и т. п.
Гидроизолирующий слой предохраняет металл днища от кор-
розии, которую могут вызвать грунтовые воды. Он укладывается-
равномерно по всей поверхности подушки с уклоном от центра
к краям и уплотняется дорожными катками.
Бровка и откосы должны быть замощены булыжником или бе-
тонными плитками.
Для отвода ливневых вод вокруг основания резервуара соору-
жают кювет с уклоном к ливневой канализации. При сооружении
резервуаров объемом 10 000 м3 и более под их стенками преду-
сматривается бетонное кольцо шириной 1 м, толщиной 0,2 м.
Монтаж резервуаров осуществляется в такой последователь-,
ности:
1)	транспортировка рулонов на место строительства;
2)	разворачивание днища на основании;
3)	подъем рулона корпуса резервуара в вертикальное положе-
ние на днище;
4)	разворачивание рулона корпуса .резервуара по периметру
днища с одновременной установкой перекрытия;
5)	сварка замыкающего шва корпуса резервуара и приварка
корпуса к днищу;
6)	монтаж и сварка настила кровли;
7)	установка лестницы, люков и резервуарного оборудования.
Глава III
ПЕЙГОТОВЛЕН И Е
ТОВАРНОЙ ПРОДУКЦИИ
СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ И РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
КАЧЕСТВА ТОВАРНОЙ ПРОДУКЦИИ. ПРИСАДКИ
Способы получения товарной продукции. В недалеком прошлом
товарную продукцию на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ)
вырабатывали непосредственно на технологических установках —
прямой перегонки, кислотной или щелочной очистки и др. В на-
стоящее время основное количество товарных продуктов (бен-
зины, дизельные и котельные топлива, смазочные масла) полу-
чают смешением (компаундированием) большого числа компонен-
тов, вырабатываемых на различных производствах. Так, для
приготовления автомобильного бензина используется до 10—
12 компонентов, в состав летнего дизельного топлива вовлекается
5—6 компонентов. Из нескольких компонентов готовятся также
мазуты (флотские и топочные), битумы, смазочные масла. В ка-
честве примера в табл. III. 1 приводится компонентный состав
автомобильных, бензинов, дизельных топлйв и топочных мазутов
на НПЗ различного профиля.
Для осуществления операций по приготовлению товарной про-
дукции на нефтеперерабатывающих заводах сооружаются спе-
циальные объекты (насосные, парки смешения и т. д.).
Существуют следующие методы приготовления товарной про- '
дукции: 1) циркуляционный — в смесительных резервуарах;
2) в специальных аппаратах с мешалками; 3) непосредственное
смешение в трубопроводах.
Расчет показателей качества. Независимо от применяемого
способа приготовления товарной продукции смешению предшест-
вует расчет показателей качества товарных продуктов, который
проводится по данным анализа компонентов.
Для автобензина действующими стандартами нормируются
такие показатели качества, как антидетонационная стойкость
(октановое число по исследовательскому и моторному методу),
давление насыщенных паров (упругость паров), фракционный со-
став (температура выкипания 10; 50 и 90%), химическая стабиль-
ность (содержание фактических смол или длительность индук-
ционного периода), антикоррозийные свойства (отсутствие водо-
растворимых кислот и щелочей, активных сернистых соединений,
содержание общей серы),,
з*	67
Таблица TIL 1
Компонентный состав топлив, вырабатываемых
на НПЗ различного профиля (в % (масс.)]
Компоненты
НПЗ
топливного
профиля с
неглубокой
переработкой.
нефти
НПЗ
топливного
профиля
с глубокой
переработкой
нефти
НПЗ
топливно*
масляного
профиля с
глубокой
переработкой
нефти
Автомобильный бензин
Фракция н. к. — 62 °C прямогонная	—	9,4	22,3
Катализат риформинга		47,0 '	39,8	47,8
Изопентан с установки изомериза- ции 			11,9	5,6	
Изогексан с установки изомериза- ции 		6,5	4,1		
Рафинат - с установки экстракции ароматических углеводородов . ,	28,2	5,3	
Бензин-алкилат		—	10,3	1,6
Бензин каталитического крекинга .	—	23,1	12,3
Высшие ароматические углеводоро- ды 		2,2	0,9	0,4
Бутаны и газовые бензины ....	4,2	1,5	3,9
Бензины коксования и термического крекинга 		.—	—	7,8
Вензин пиролиза 		—	—	3,9
Дизельное топливо
Гидрогенизат прямогонной фракции 230-350 °C		96,0	88,2	80,6
Фракция 180—230 °C	 Легкий газойль коксования и терми-	4,0	4,3	8,1
ческого крекинга 	 Легкий газойль каталитического кре-	—	—	7,5
кинга 		—	6,6	1,8
Мотоалкилат и прочие продукты . . Котел1 Прямогонный мазут (фракция выше	ное топливо	0,9	2,0
350 °C)		78,5	34,0	21,0
Вакуумный дистиллят	 Крекинг-остаток термического кре-	13,3	5,8	13,2
кинга	 Гидрогенизат установки гидроочист-	—	5,0	—
ки вакуум-дистиллята		—	10,0	—
Гудрон (фракция выше 500 °C). . . Рафинат производства сырья для	8,2	39,6	54,8
сажи		—	0,9	1,6
Отходы масляных производств . . .	—	—	1,4
Дизельная фракция		—	4,7	8,0
68
Для определения октанового числа смеси нескольких компо-
нентов автобензина может быть испбльзовано выражение:
04Л + 0вВ + 0сС+...
Uc“-	100
где Осм — октановое число смеси; ОА, Ов, Ос, ... — октановые
числа компонентов; А, В, С, ... — содержания компонентов в^сме-
си, % (масс.).
Однако приведенное выше выражение дает лишь ориентиро-
вочное представление об октановом числе смеси. Установлено,
что при смешении двух и более компонентов значение Оси может
оказаться выше или ниже определенного по правилу аддитив-
ности.
Реальное октановое число смеси зависит от углеводородного
состава основного (базового) и добавляемого компонента, а так-
же от режима работы двигателя.
Для расчета реального октанового числа смеси можно исполь-
зовать выражение:
_ОаАК + ОвВ
и<м~ 100
где Осм — реальное октановое число смеси; ОА, Ов— октановое
число высокооктанового и низкооктанового компонента, соответ-
ственно; А, В — содержания компонентов в смеси, % (об.); К—-
поправочный коэффициент, определяемый по специальному гра-
фику (рис. III. 1).
На рис. III. 1 представлены кривые, характеризующие попра-
вочный коэффициент К для различных комбинаций смешиваемых
бензинов, причем один из компонентов (низкооктановый) счи-
тается базовым, а другой (высокооктановый) —добавляемым.
Следует иметь в виду, что бензин каталитического риформинга
(кривые 3 и 4) является базовым компонентом, если его октано-
вое число определялось по моторному методу, и добавляемым,
если с той же целью использовался исследовательский метод.
Всесоюзным научно-исследовательским институтом нефтепере-
рабатывающей промышленности (ВНИИНП) и НПО «Нефтехим-
автоматика» разработаны формулы для расчета октанового числа
многокомпонентных смесей бензинов.' Эти формулы также могут
быть применены при линейном программировании для решения
задач оптимального смешения, перспективного планирования и
прогнозирования.
Давление насыщенных паров смеси с достаточной степенью
точности может быть определено суммированием произведений
мольных долей компонентов на парциальные давления.
Содержание серы в смеси бензинов — аддитивный показа-
тель, который находится путем суммирования произведений мас-
совых долей компонентов на значение содержания серы в каждом
69
компоненте. Аддитивными являются также плотность, температура
анилиновой точки и показатели фракционного состава, если они
берутся на основе кривых истинных температур кипения (НТК).
В НПО «Нефтехимавтоматика» с участием института Проблем
управления АН СССР были проведены работы по нахождению ма-
тематических зависимостей, позволяющих определить показатели
качества многокомпонентной бензиновой смеси. С использованием
полученных зависимостей были разработаны программы расчета
оптимальной рецептуры бензинов на ЭВМ «Урал-14Д», «Наири»
Рис. III. 1. Кривые для опре-
деления поправочного коэффи-
циента при расчете октанового
числа смесей.
Кривые характеризуют следующие
смеси (первый компонент — доба-
вляемый, второй — базовый):' 1— ал-
килат и бензин каталитического кре-
кинга (КК): 2—алкилат и прямогон-
ный бензин (ПБ); 3— полнмер-бен-
зин н бензин каталитического рифор-
минга (КР); 4 — бензин термического
крекинга (ТК) и бензин КР; 5—по-
лимер-бензин и бензин КК или ТК;
6 —бензин термического риформинга
и ПБ; 7 — полимер бензин и ПБ;
8 — бензин ТК и ПБ; 9 — бензин КК
в чистом виде или в смеси с полимер-
бензином и бензин ТК; 10—бензин
КК и ПБ; 11— бензин парофазного
ТК и ПБ.
А — содержание высокооктанового
компонента; К—поправочный коэф-
фициент
Эти программы применяются как при перспективном планиро-
вании на срок от месяца до пятилетки, так и при оперативном уп-
равлении. Исходные данные для расчета оптимальной рецептуры
бензинов готовятся производственным или плановым отделом
предприятия, а решение выдается в нескольких вариантах. Задача
оптимизации смешения бензинов сводится к распределению исход-
ных компонентов между марками товарной продукции таким обра-
зом, чтобы добиться либо минимума себестоимости, либо макси-
мума прибыли, либо максимального выхода той или иной марки.
Весьма сложно рассчитать показатели качества мазутов при
их компаундировании. Основная трудность при этом состоит в том,
что зависимости, связывающие важнейшие показатели качества
мазутов, как правило, нелинейны. Например, нелинейна зависи-
мость между вязкостями компонентов мазута и смеси; не обладает
аддитивностью и такой показатель, как температура застывания.
Кроме того, температура застывания и вязкость котельного топ-
70
Лйва изменяются во времени, поскольку при хранении мазуты
«стареют».
Для расчета вязкости смеси мазутов используется формула,
предполагающая -аддитивность двойных логарифмов вязкостей
смешиваемых компонентов:
lg lg (vCM + 0.8) = a lg lg (yA 4- 0,8) + 61g lg (vB + 0,8) + ...
где vCM — вязкость смеси, сСт; vAl vB> ... — вязкости смешиваемых
компонентов, сСт; а, Ь, ... — содержание компонентов в смеси,
масс. доли.
Поскольку действующими стандартами нормируется показатель
условной вязкости (в °ВУ), а для отдельных компонентов известна
лишь кинематическая вязкость, для применения этой формулы не-
обходимо перевести вязкость в одинаковые единицы и привести к
одной температуре.
Пересчет вязкости к одной температуре можно выполнить по
уравнению Вальтера:
lg lg (v, + 0,8) = А — В lg Т
где А, В — константы, зависящие от химического состава компо-
нента (могут быть найдены экспериментально путем измерения
вязкости при двух температурах); Т — температура, К-
Для расчета температуры вспышки смеси предложено исполь-
зовать формулу Тиле и Кадмера:
п
/в=-]00Ig£x.-10 100
i = l .
где tB— температура вспышки смеси; х{ — содержание /-го компо-
нента смеси, масс, доли; tBi — температура вспышки i-ro компо-
нента; hi — поправочный коэффициент, определяемый эксперимен-
тально для выбранной области изменения содержания /-го компо-
нента.
Более точные уравнения, по которым можно определить сме-
сительные характеристики мазутов, зная показатели отдельных
компонентов, установили И. Ф. Чуприн и др. С помощью этих
уравнений были найдены оптимальные рецепты компаундирования
товарных мазутов и моторных топлив, позволяющие добиться ми-
нимально возможного вовлечения светлых. Например, при получе-
нии флотского мазута М-5 удалось за счет перераспределения со-
отношения между крекинг-остатком, крекинг-флегмой и дизельным
топливом увеличить вовлечение в мазут фракции выше 350 °C пря-
мой перегонки.
Температура застывания мазута, приготовленного из различ-
ных компонентов (фракции выше 350 °C первичной перегонки
нефти, экстракта фенольной очистки масел, дизельного топлива
и др.), существенно зависит от температуры компаундирования,
срока и условий хранения. Так, температура застывания смеси,
71
приготовленной при одном и том же соотношении компонентов,
повышается при понижении температуры компаундирования и уве-
личении содержания влаги.
Присадки. В процессе приготовления товарных топлив и масел
к ним добавляются присадки — вещества, улучшающие эксплуата-
ционные свойства товарных продуктов. К автомобильным бензинам
добавляются антидетонационные присадки (см. стр. 78) и присад-
ки, увеличивающие химическую стабильность бензинов — анти-
окислители.
Антиокислители вводятся в том случае, если топливо содержит
крекинг-бензины, в составе которых имеются склонные к окисле-
нию и полимеризации непредельные углеводороды. В качестве ан-
тиокислителей в нашей стране применяются п-оксидифениламин,
а-нафтол и древесная смола. Количество добавляемой к бензину
антиокислительной присадки определяется лабораторным путем и
составляет 0,002—0,06% в расчете на бензин. Антиокислители сле-
дует вводить в свежеприготовленный бензин и тщательно переме-
шивать со всей массой бензина. За рубежом в качестве антиокис-
лительных присадок используются также бутилпарафениленди-
амины, бутилпарааминофенол и изобутилпарааминофенол.
Гамма присадок различного назначения вводится в топливо
типа РТ для реактивных авиационных, двигателей. Полученный
после гидроочистки соответствующей прямогонной фракции гидро-
генизат анализируется и после того, как будет установлено его
соответствие основным требованиям стандарта, смешивается с при-
садками.
Композиция присадок, добавляемых к гидроочищенному прямо-
гонному компоненту, включает противоизносную, антистатическую
и антиокислительную присадки. Схема узла смешения гидроочи-
щенного компонента с присадками приведена на рис. III. 2.
Противоизносная и антистатическая присадки после взвешива-
ния на весах и разогрева в камере А-2 насосами 77-Z, Н-2 из бо-
чек направляются в заданном количестве в аппараты Е-4 и М-1.
Для приготовления растворов присадок в эти же аппараты зака-
чивается по заданному уровню гидроочищенный компонент. Затем
приготовленные растворы насосами Н-1, Н-2 подаются в аппараты
для приготовления концентрата присадок М-2, М-3. Сюда же вво-
дится гидроочищенный компонент из резервуаров Е-1, Е-2, Е-3.
Перемешивание компонентов в аппаратах М-2, М-3 осуществляется
мешалкой или за счет циркуляции, обеспечиваемой насосом Н-5.
После окончания перемешивания концентрат присадок посту-
пает на прием дозировочного насоса Н-3 (Н-4) и через фильтр Ф-1
(Ф-2) подается насосом в трубопровод на смешение с основным
количеством гидроочищенного компонента. Для улучшения усло-
вий смешения присадок с компонентом устанавливается диафраг-
мовый смеситель А-1.
Стандартом на мазут предусмотрено получение флотских ма-
зутов Ф5 и Ф12 с добавкой присадки ВНИИНП-102 в количе-
стве не менее 0,2% (масс.). Присадка ВНИИНП-102 эффективно
72
Рис, III. 2. Схема узла смешения гидроочищенного компонента авиакеросина с присадками:
£-/ — £-3—емкости гидроочищенного компонента: Е-4—емкость антистатической присадки; М-/ —аппарат для приготовления протиаоиэносной
присадки; М-2, М-3— аппараты для приготовления концентрата присадок; Ф-1, Ф-2—фильтры для концентрата присадок; Ф-3, Ф-4 фильтры для
гидроочищенного компонента; А-1 — диафрагмовый смеситель; А-2— камера разогрева бочек с присадками; //-/» л-2—насосы для индивидуаль-
ных присадок; Н-3, Н-4— насосы для концентрата присадок; Н-5— насос для циркуляции концентрата присадок; Н-6, Н-7 — насосы для гидро-
очищенного компонента;	,,,
/ — ГИдрООЧищеННЫй компонент; 11 — готовый авиакеросин; ///—присадки из камеры разогрева бочек; IV — линия циркуляции концентрата при-
садок; V—антиокислительная присадка; VI — водяной пар; VII — конденсат.
улучшает противонагарные и противокоррозионные свойства мазу-
тов. Она получается при пиролизе нефтепродуктов и представляет
собой фракцию гомологов нафталина (в основном двузамещен-
ных нафталинов). Присадка поступает в железнодорожных цистер-
нах, качество ее должно соответствовать следующим показателям:
1)	температура застывания — не выше минус 10 °C;
2)	содержание сульфируемых веществ — не менее 90% (масс.) ;
3)	содержание нафталина — не более 5% (масс.);
4)	коксуемость — не более 0,75% (масс.);
5)	иодное число — не более 23 г Ij/lOOr. '
Присадка подается насосами-дозаторами во всасывающую ли-
нию насоса, которым осуществляется приготовление мазута в пар-
ках смешения или на автоматических станциях смешения.
ПРИГОТОВЛЕНИЕ ПРОДУКТОВ МЕТОДОМ ЦИРКУЛЯЦИИ
Метод приготовления товарной продукции многократной цирку-
ляцией через смесительные резервуары применяется в течение мно-
гих лет. Для приготовления этим методом товарных продуктов в
состав заводов включены парки смешения и насосные бензинов,
керосинов, дизельных топлив, масел и мазутов. Компоненты то-
варных продуктов поступают в резервуары парков смешения, ана-
лизируются, забираются из этих резерв.уаров соответствующими
насосами, размещаемыми в насосной парка смешения, и подаются
в коллектор смешения, а затем в смесительные резервуары.
Приготовленная смесь забирается из смесительных резервуаров
специальными насосами, также находящимися в насосной парка
смешения, и циркулирует по схеме «резервуар — насос — резер-
вуар» до тех пор, пока в резервуаре не будет получена однородная
по составу смесь, показатели которой соответствуют требованиям,
предъявляемым к готовому продукту. При необходимости улучше-
ния показателей качества смеси в смесительный резервуар добав-
ляется тот или иной корректирующий компонент. Например, если
в ходе циркуляции выяснилось, что приготовленный флотский ма-
зут имеет слишком высокую температуру застывания — выше, чем
предусмотрено ГОСТом, в резервуар вводится дополнительно низ-
козастывающий компонент — газойлевые фракции. На операцию
приготовления партии продукта методом циркуляции затрачивает-
ся несколько часов.
Приготовленный и проанализированный продукт откачивается
на товарную базу для отправки потребителям.
В парках смешения топлив предусматриваются резервуары для
хранения компонентов, исходя из 48-часового запаса каждого ком-
понента, и смесительные резервуары, исходя из 16-часовой выра-
ботки топлив предприятием, в парках смешения масел — резервуа-
ры для хранения компонентов, исходя из 36-часового запаса
каждого компонента, и смесительные резервуары, исходя из суточ-
ной выработки масел предприятием.
Пример расчета необходимой емкости парка смешения автобен-
зинов приведен в табл. III. 2.
74
Таблица III.2
Расчет емкости парка смешения автобензинов
Компоненты	Плот- ность, КГ/мЗ	Количество продуктов			Необхо- димый объем при двухсу- точном запасе, м3	Число резервуаров ‘ (в шт.) и их объем Св м3)	Факти- ческий запас, сут$и
		ТЫС. т	т	м3			
		год	сутки	сутки			
Бензин-катализат							
риформинга . . Изопентановая	780	1 650	5200	6 700	14100	8X2 000=16 000	2,3
фракция .... Изогексановая	600	236	730	1200	2 700	24X100 = 2 400	1,8
фракция .... Бензин каталити-	650	38	117	180	400	2X400 = 800	4
ческого крекинга	725	549	1 700	2 350	5000	2X2 000 = 4 000	1.6
Алкилат		670	134	430	650	1400	3X400 = 1 200	1.7
Бутаны	 Бензин коксова-	570	132	410	720	860*	9X100 = 900	1,05
ния и термиче- ского крекинга	710	105	350'	500	1 050	2X700= 1 400	2,7
Рафинаты .... Гидростабилизи-	670	280	895	1 340	2 830	4X1 000 = 4 000	2,8
рованный бен- зин пиролиза «	730»	125	350	470	1 обо	2X700= 1 400	2,8 •ч..
* Исходя из установленного нормами суточного запаса.
Для улучшения условий перемешивания резервуары оборудуют-
ся смесительными устройствами различных конструкций, которые
часто монтируются на приемном патрубке. Одна из конструкций >
представляет собой систему распределительных труб с большим
числом отверстий, направленных вверх, вн^з и под углом, другая
состоит из ряда инжекторных смесителей (так называемый 
«паук»).
Парки и насосные смешения целесообразно размещать' на тер-
ритории, расположенной между зоной технологических установок
и товарно-сырьевой базой (ТСБ) завода. Такое расположение уз-
лов приготовления продукции соответствует технологической по-
точности предприятия.
Расстояние между технологическими установками и парками
смешения должно быть не менее 40 м, а между парками смешения
и ТСБ — не менее 100 м.
УСТАНОВКА ПРИГОТОВЛЕНИЯ МАСЕЛ
Смешение масел на ряде нефтеперерабатывающих заводов про-
водится на специальной установке компаундирования. По проекту
установка предназначена для получения автолов, но может быть
использована и для приготовления масел других сортов, Масла
75

Рис. III. 3. Схема установки компаундирования масел с промежуточным парком:
Р-1 — Р-4—резервуары для остаточных компонентов; Р-5—Р-10—резервуары для дистиллятных компонентов; М-1—М-5—смесители;	пла-
внльная камера; Н-1 — Н 6—насосы для закачивания компонентов в смесители и откачивания товарных масел; Н-7—Н 9—насосы для закачива-
ния присадок в смесители; Н-10, Н-11 — насосы для перекачивания присадок;
/.//—остаточные компоненты; ///—У—дистиллятные компоненты; VI, V//—присадки; VIII—товарные масла в товарный парк; IX—пар
в плавильную камеру.
i
приготовляются смешением остаточных и дистиллятных компонен-
тов с присадками — депрессорными, антиокислительными, анти-
коррозионными, моющими и др.
В проекте установки расход присадок был принят равным
2% (масс.) в расчете на готовое масло. Однако в настоящее время
количество добавляемых присадок гораздо выше. Например, для
приготовления такого масла, как АС-8, к базовому маслу, состоя-
щему из 67% дистиллятного и 33% остаточного компонентов, до-
бавляется 3,5% присадки типа ВНИИНП-360 и 1,0% присадки
АФК-
В состав установки компаундирования масел входят: насосная,
смесители с принудительным перемешиванием, емкости для при-
садок и камеры для плавления присадок.
Схема установки приведена на рис. Ш.З. Насосами Н-1—Н-6
заранее рассчитанное количество каждого компонента забирается
из резервуаров Р-1—Р-10 и закачивается в один из смесителей
М-1—М-5. В этих смесителях компоненты тщательно перемеши-
ваются. Из резервуаров Р-11 или Р-12 насосами Н-7 или Н-9 в
смеситель подается также расплавленная присадка.
После перемешивания соответствующее требованиям стандарта
масло откачивают насосами в товарные емкости.
Присадки на установку компаундирования масел поступают в
металлических бочках объемом 0,2 м3. Для разогрева присадки по-
мещают в плавильную камеру. Камера представляет собой отсек
в общем здании насосной, внутри которого по стенам расположены
паровые змеевики, поддерживающие в помещении температуру
более высокую, чем температура плавления присадок. На полу от-
сека находится решетка, под которой помещается поддон. Расплав-
ленная присадка стекает в поддон, из которого насосом Н-10 или
Н-11 откачивается в резервуар Р-11 или Р-12. Цикл работы каж-
дой плавильной камеры равен 12 ч и включает операции загрузки
камеры бочками, разогрев и плавление присадки, откачку приса-
док и выгрузку пустых бочек.
Более совершенной является конструкция плавильной камеры,
в которой для разогрева бочек применяется циркулирующий воз-
дух, нагреваемый в калориферах.
На ряде заводов установки компаундирования масел не экс-
плуатируются, а приготовление масел осуществляется в смеситель-
ных резервуарах парков смешения.
ЭТИЛОСМЕСИТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
Действующие стандарты предусматривают выпуск нефтепере-
рабатывающими заводами бензинов неэтилированных и этилиро-
ванных, содержащих антидетонационную добавку тетраэтилсви-
нец (ТЭС).
Содержание ТЭС в отечественных автомобильных бензинах
А-66 и А-76 не должно превышать 0,41 г/кг, а в бензинах АИ-93 и
АИ-98 —0,82 г/кг. За рубежом предельно допустимое содержание
77
ТЭС в бензине значительно выше (в США и Великобритании оно
достигает 1,78 г/кг).
В чистом виде ТЭС в бензин не вводится. Поскольку при ис-
пользовании ТЭС на клапанах, свечах и стенках цилиндра автомо-
бильного двигателя накапливаются свинец и его окись, которые
могут нарушить работу двигателя, для удаления свинцового на-
гара к ТЭС необходимо добавлять так называемые выносители —
галогеналкилы. Для приготовления этилированных товарных бен-
зинов применяется этиловая жидкость, состоящая из антидетона-
тора — тетраэтилсвинца, выносителей — бромистого этила, дибром-
пропана или дибромэтана и красящего вещества. Выпускаются
различные сорта этиловой жидкости Р-9, 1-ТС, П-2, отличающиеся
типом выносителя и соотношением компонентов. Наиболее распро-
странена этиловая жидкость Р-9 (54% ТЭС, 33% бромистого эти-
ла, 6,8% монохлорнафталина, 0,1% красящего вещества, 6,1% на-
полнителя). Соотношение ТЭС и выносителя в этиловой жидкости
выбирается таким образом, чтобы связать весь свинец, содержа-
щийся в ТЭС, и иметь определенный (до 15%) запас выносителя.
Для обеспечения безопасности при обращении с этилирован-
ными бензинами их маркируют, окрашивая во время приготовле-
ния (табл. III. 3).
Таблица III. 3
Виды красителей бензинов и их дозировка
Марка бензина	Цвет бензина	Краситель	Количество красителя, мг/кг бензина
Автомобильные бензины
АИ-98
АИ-93
А-76
А-66
Желтый
Синий
Зеленый
Оранжевый
6
6
4
5
Диэтиламиноазобензол
Антрахиноновый
Смесевой
Жирорастворимый темно'
красный «Ж»
Авиационные бензины
Б-91/115	Зеленый	Смесевой	3
Б-95/130	Желтый	Диэтиламиноазобензол	5-6
Б-100/130	Ярко-оранжевый	Жирорастворимый темно- красный «ж»	5
В зависимости от группового состава бензины по-разному вос-
принимают добавку ТЭС, т. е. обладают различной приеми-
стостью. Приемистость к ТЭС оценивается числом единиц, на кото-
рое увеличивается октановое число данного топлива или углеводо-
рода при добавлении определенного количества ТЭС по сравнению
с октановым числом этого топлива в чистом виде. Данные о при-
емистости к ТЭС различных компонентов бензина приведены в
табл. III. 4.
78
Этиловая жидкость добавляется к бензинам на специальных
этилосмесительных установках (ЭСУ). Схема ЭСУ представлена
на рис. III. 4.
Таблица III.'4
Приемистость к ТЭС различных компонентов
бензина (в октановых числах)
Компонент	> Приемистость			
	по моторному методу		по исследовательскому методу	
	с 0.41 г/кг ТЭС	' с 0,82 г/кг ТЭС	-с 0,41 г/кг ТЭС	с 0,82 г/кг ТЭС
Бензин-катализат риформинга				+в
мягкого режима			+5	+ 8‘	+4	
Бензин-катализат риформинга				
жесткого режима	 Бензин каталитического кре-	+3	+5	+3	+5
кинга	 Прямогонный бензин н. к. —	+2	+3	+1	+2
62 °C		+ 11	+ 14	+ 11	+14
Бензин термического крекин-				
га		+3	+5 .	+3	+5
Бензин замедленного коксо-				
вания 		+ 1	+2	+2	+4
Рафинат		+ И	+ 19	+2	+4
Бензин пиролиза		+2	+3	+2	+3
Алкилат		+6	+10	+6	+9
ЭСУ состоит из блоков приема и хранения этиловой жидкости,
приготовления красителя, смешения красителя и этиловой жидко-
сти с бензином. В состав ЭСУ входят также установка обезврежи-
вания стоков и санпропускник.
На НПЗ этиловая жидкость поступает в железнодорожных ци-
стернах, которые подаются непосредственно на ЭСУ.
Этиловая жидкость перевозится в четырехосных цистернах гру^,
зоподъемностыо 0,6 МН (60,65 тс), изготовленных из низколегиро-
ванной стали 09Г2С. В середине котла имеется люк с герметичной
крышкой, на которой расположены устройство для верхнего на-
лива и слива продукта, вентиль для отбора проб, сигнальный полу-
сифон, предохранительный клапан, манометродержатель, азотный
клапан и смотровой люк. Арматура металлизируется цинком или
алюминием.
Люк закрывается кожухом. Нижний лист в середине котла
имеет углубление, в которое заходит сливно-наливная труба,
вследствие чего обеспечивается полный слив продукта. На верху
котла имеется отверстие для барботера, который служит для про-
мывки цистерны. Котел оборудуется теневой защитой. Условное
рабочее давление в котле — 0,45 МПа.
79
Слив цистерн проводится с применением сифона, для зарядки
которого используется инертный газ. На вертикальном участке
приемного трубопровода устанавливается смотровой фонарь для
контроля за сливом жидкости. Из цистерн этиловая жидкость по-
ступает в горизонтальные резервуары объемом 30,5 м3.
В составе ЭСУ имеется 3—6 емкостей для хранения этиловой
жидкости. Емкости располагаются в помещении с постоянно рабо-
Рис. III. 4. Схема этилосмесительной установки:
Е-J — Е-З — емкости для краски; Е-4—Е-9 — емкости с этиловой жидкостью различного цвета;
Н-1 — Н-6 — насосы для подачи бензина на смешение с этиловой жидкостью и красителем;
Ц-1 — цистерна с этилсзой жидкостью; К-1 — абсорбционная колонна; А-1 — воздухосбросная
труба; Э-1 — Э-3 — эжекторы для приготовления концентрата красителя; Э-4 -Э-6 —эжекторы
для слива зти.ювой жидкости;
Л // — неэтилированный автобензин из парка; III — неэтилированный авиабензин из парка*
IV, V —этилированный автобензин на товарную базу; VI — этилированный авиабензин на то-
варную базу, V//—инертный газ; VIII —этилированный бензин из абсорбера на обезврежи-
вание; IX — авиабензин на установку обезвреживания.
тающей вентиляцией. Перед заполнением этиловой жидкостью ем-
кости продуваются инертным газом. Этиловая жидкость подается
в низ емкости. Температура в емкостях для хранения этиловой
жидкости не должна превышать 35 °C.
После опорожнения цистерна дважды промывается чистым
авиационным или автомобильным бензином, а 'затем заполняется
инертным газом и в таком виде направляется поставщику этило-
вой жидкости.
Инертным газом необходимо заполнить также воздушное про-
странство емкостей, в которых хранится этиловая жидкость. Для
предотвращения попадания ТЭС в атмосферу сбрасываемый пре-
80
дохранительными клапанами инертный газ, который содержит
пары этиловой жидкости, предварительно проходит через абсор-
бер, заполненный бензином. После абсорбера инертный газ выбра-
сывается в атмосферу.
Приготовление этилированного окрашенного бензина осуще-
ствляется по следующей схеме. Бензин поступает на ЭСУ из ре-
зервуарного парка по трем самостоятельным трубопроводам. Каж-
дый из потоков делится на две части. Меньшая часть насосами
Н-1—Н-3 подается на смешение с красителем и этиловой жид-
костью. Этот поток в свою очередь разделяется на две части: одна
из них используется для приготовления красителя, другая смеши-
вается с этиловой жидкостью.
Краситель готовится в емкостях Е-1—Е-3. В бачки засыпается
краска, затем часть бензина поступает в низ бачков под металли-
ческую сетку, а другая часть в эжекторах Э-1—Э-3 смешивается
с краской, растворенной в бензине. Таким образом, получается кон-
центрат красителя в бензине.
Та часть бензина, которая используется для смешения с этило-
вой жидкостью, поступает к эжекторам Э-4—Э-6, расположенным
у горизонтальных емкостей Е-4—Е-9. За счет вакуума, создавае-
мого эжекторами, этиловая жидкость засасывается из емкостей и
смешивается с бензином. Концентрат этиловой жидкости в бен-
зине смешивается затем с концентратом красителя в бензине и по-
дается на смешение с большей частью неэтилированного бензина,
подаваемой насосами Н-4—Н-6. Приготовленный этилированный
автобензин откачивается в товарный парк.
Поскольку этиловая жидкость представляет собой сильнодей-
ствующее ядовитое вещество, при работе с ней и этилированными
бензинами необходимо учитывать специальные правила безопас-
ности. Эти нормы изложены во «Временных санитарных правилах
по хранению этиловой жидкости при перевозке ее в железнодорож-
ных цистернах» и в «Санитарных правилах по хранению, перевозке
и применению этилированного бензина в автотранспорте».
К работе с этиловой жидкостью допускаются только мужчины
в возрасте 20—50 лет после медицинского осмотра и получения раз-
решения на работу в контакте с ТЭС.
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ
ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТОПЛИВ И МАСЕЛ
За последние 10—15 лет широкое распространение получили си-
стемы автоматизированного смешения топлив и масел. Эти систе-
мы внедрены на Рязанском, Ново-Ярославском, Кременчугском,
Новополоцком, Ново-Горьковском и других нефтеперерабатываю-
щих заводах.
Для каждого нефтеперерабатывающего завода разрабатывают-
ся индивидуальные проекты автоматизированных систем (автома-
тических станций) смешения, которые учитывают ассортимент вы-
рабатываемых товарных продуктов, наличие резервуаров для хра-
нения компонентов, присадок и товарных продуктов.
81
На автоматических станциях смешения приготовление товар-
ного продукта происходит непосредственно в трубопроводе, стадия
циркуляции продукта для обеспечения заданных показателей каче-
ства целевого продукта исключается.
Схема автоматической станции смешения, на которой приготав-
ливается продукт из трех компонентов, приведена на рис. III. 5.
На станциях смешения применяется следующее оборудование:
1)	резервуары для хранения компонентов (компонентные ре-
зервуары);
2)	насосы для перекачивания компонентов;
3)	фильтры для очистки перекачиваемых компонентов от меха-
нических примесей;
Pt-1
Рис. III. 5. Схема автоматической станции смешения:
Р/—Р-3,—компонентные резервуары; Р-4—товарный резервуар; Н-1 — Н-3— насосы:
Ф-/ — Ф-3 —фильтры; PM-I—PM-3— расходомеры; РЕ-1 —РЕ-3—регуляторы; К-/—К-3—регули-
рующие клапаны; СК-1 — смесительный коллектор.
4)	газоотделители (могут быть совмещены с фильтрами, йри-
меняются при приготовлении бензинов);
5)	измерители расхода;
6)	регулирующие клапаны;
7)	обратные клапаны.
Объем резервуарного парка для хранения компонентов обус-
ловливается производительностью сханции смешения, необходи-
мостью остановок станции для профилактического осмотра и ре-
монта и потребностью во времени для лабораторного анализа ком-
понентов. В принципе, возможна эксплуатация станций смешения
без компонентных резервуаров.
Известно, например, что на НПЗ в Карлсруэ (ФРГ), состоящем
из двух блоков, продукты с установок первого блока (бензины,
легкие и тяжелые компоненты котельных топлив) поступают в ком-
понентные резервуары, после чего компаундируются в трубопро-
воде. При этом количество и время подачи компаундируемых ком-
82
понентов регулируются с центрального щита. Система компаунди-
рования товарных продуктов второго блока полностью автоматизи-
рована. Полученные на технологических установках фракции не-
посредственно (без промежуточных компонентных резервуаров)
поступают в непрерывноработающую систему компаундирования.
Характеристики товарных продуктов постоянно контролируются с
помощью анализаторов потока и поддерживаются на уровне требо-
ваний стандартов. Для управления компаундированием применена
цифровая управляющая система, которая регулирует и в опреде-
ленных пределах изменяет соотношение подаваемых компонентов
и присадок. На НПЗ освоены автоматические установки определе-
ния октанового числа, анализаторы разгонки и давления насыщен-
ных паров автобензина. При компаундировании котельного топ-
лива используются автоматические анализаторы температуры
вспышки и температуры застывания.
Для вновь строящихся отечественных НПЗ, основу которых со-
ставляют комбинированные укрупненные установки, возможно так-
же применение схемы смешения по базовому компоненту. Базовым
называется компонент, вовлекаемый в товарный продукт в наи-
большем количестве. Для бензинов высокооктановых марок базо-
вым обычно является катализат риформинга, для низкооктано-
вых — прямогонный бензин или бензин-рафинат. При приготов-
лении товарных мазутов базовым обычно служит прямогонный
остаток — фракция выше 350 °C.
Базовый компонент подается на смешение непосредственно с
установок, где он вырабатывается. Расход базового крмпонента не
регулируется, а расходы остальных компонентов устанавливаются
в зависимости от расхода базового компонента. При изменении ко-
личества базового компонента автоматически изменяются количе-
ства остальных компонентов. Избыток компонентов накапливается
в резервуарах и по мере необходимости подается из этих резервуа-
ров на смешение.
Описанные выше безрезервуарные схемы приготовления товар-
ных продуктов имеют ряд недостатков, а их реализация требует
решения сложных задач.
Прежде всего, необходимо обеспечить безостановочную работу
станции смешения, а следовательно, использовать дорогостоящие
приборы и средства вычислительной техники, обладающие повы-
шенной надежностью. Кроме Того, поскольку качество отдельных
компонентов и их выработка изменяются, Необходимо непрерывно
или довольно часто анализировать в потоке компоненты и готовые
продукты.
К настоящему времени разработан ряд анализаторов качества
продуктов в потоке. Так, для анализа качества бензинов исполь-
зуются датчик давления (упругости) паров ДУ-1М, анализатор
октанового числа АПО-70, анализатор фракционного состава
АКТК-20.01. Общие недостатки анализаторов качества состоят в
том, что серийно они, как правило, не производятся, в реальных
условиях эксплуатации не проверены, а некоторые из них не
83
удовлетворяют требованиям станций смешения по диапазону из-
мерения показателя качества.
Наконец, оценивая возможность внедрения безрезервуарной
схемы приготовления товарной продукции, следует иметь в виду,
что наличие буферных компонентных резервуаров позволяет избе-
жать аварийных ситуаций или предупредить их.
Проектирующиеся и строящиеся в нашей стране автоматические
станции смешения, как правило, работают периодически, и перед
ними имеются резервуары для хранения компонентов. Нормы тех-
нологического проектирования не регламентируют объема компо-
нентных резервуаров перед станциями смешения, предоставляя
право решать эту задачу проектировщикам непосредственно при
проектировании станций смешения. Наличие 2—3 резервуаров для
каждого компонента, общая вместимость которых соответствует
16—20-часовому запасу, по-видимому, обеспечит оптимальные ус-
ловия эксплуатации.
Для перекачки каждого компонента устанавливаются индиви-
дуальные насосы, причем нежелательно, чтобы одним насосом ком-
понент одновременно перекачивался в разные смесительные кол-
лекторы.
Насосы, используемые в автоматизированных системах смеше-
ния, должны быть оснащены приборами и средствами автоматиза-
ции для контроля давления, протока охлаждающей жидкости, тем-
пературы подшипников, срыва подачи жидкости. Желательно, что-
бы система автоматизации насосов позволяла эксплуатировать их
без постоянного обслуживания производственным персоналом.
В качестве измерителей расхода на станциях смешения приме-
няются объемные счетчики или турбинные расходомеры. Для сме-
шения масел предназначены шестеренчатые объемные счетчики
типа ШЖУ(А) и ЛЖУ(А), разработанные СКВ «Нефтехимпри-
бор» (г. Баку), импортные счетчики фирм «Бопп и Рейтер» (ФРГ),
«Овал» (Япония), «Смит» (США). Для смешения бензинов и ди-
зельных топлив наряду с перечисленными выше импортными счет-
чиками на отечественных НПЗ широко применяется венгерский
турбинный расходомер «Турбоквант». Достоинствами этого рас-
ходомера по сравнению с шестеренчатыми объемными счетчиками
являются небольшие габаритные размеры, малая металлоемкость,
простота ремонта. Следует, однако, иметь в виду, что «Турбоквант»
желательно применять для потоков с незначительной вязкостью
(до 5сСт). При использовании его для более вязких продуктов
необходимо перекалибровать счетчики и определить новую кали-
брационную постоянную.
Правильный выбор измерителей расхода играет решающую
роль в успешной эксплуатации автоматических станций смешения.
Расходомеры следует использовать только для тех сред, для кото-
рых они предназначены. Если вязкость, температура, коррозион-
ная активность измеряемых компонентов не соответствуют-указан-
ным в паспорте расходомера, то возможен отказ прибора, ведущий
к браку продукции.
84 
Максимальная производительность по компоненту ,не должна
превышать 75% от пропускной способности расходомера, чтобы из-
бежать быстрого износа прибора. Не следует также использовать
расходомеры на нижнем пределе пропускной способности, так как
при этом увеличивается ошибка измерения.
Чтобы обеспечить необходимую точность при смешении, расхо-
домеры периодически подвергаются калибровке. Существуют сле-
дующие способы калибровки расходомеров:
1)	калибровка на специальной испытательной станции, куда
доставляются демонтированные расходомеры;
2)	калибровка с помощью калиброванного расходомера, вклю-
ченного последовательно с поверяемым расходомером;
3)	калибровка с помощью специального устройства — калибро-
вочной петли.
Поскольку отечественной промышленностью еще не освоен вы-
пуск калибровочных петель, поверку расходомеров чаще всего про-
водят с помощью калиброванных расходомеров. В технологиче-
ских схемах станций смешения предусматривается возможность
включения калиброванных расходомеров последовательно с ли-
ниями подачи компонентов в смесительный коллектор.
Для регулирования расхода используются регулирующие кла-
паны с мембранными исполнительными механизмами и пневмати-
ческими позиционерами типа ПР10.
В процессе приготовления товарных топлив и масел наряду с
основными компонентами добавляются этиловая жидкость, при-
садки, ингибиторы, которые необходимо вводить с высокой точ-
ностью и в малых количествах. Для введения добавок применяют-
ся схемы с использованием весовых и объемных дозаторов, дози-
рующих насосов или расходомеров с регулирующими клапанами.
Для маловязких добавок наиболее пригодны весовые дозаторы,
для вязких — дозирующие насосы.
В том случае, когда не удается подобрать дозатор или дозирую-
щий насос требуемой производительности и класса точности, до-
бавки предварительно разбавляют и подают через клапан-расхо-
домер.
Технологические схемы автоматических станций смешения раз-
личаются последовательностью приготовления различных марок
нефтепродукта. Известны схемы: 1) с одновременным приготовле-
нием нескольких марок продукта в разных коллекторах; 2) с после-
довательным приготовлением различных марок в одном коллекторе.
Недостатки первой схемы — большее количество оборудования,
большая площадь насосных, операторных и систем управления.
Вторая схема экономичнее, однако, поскольку продукты готовятся
последовательно, существует необходимость продувки и промывки
трубопроводов для удаления остатков ранее приготавливавшихся
продуктов, и на эти операции расходуется заметное количество
времени. Кроме того, уменьшается суточная производительность
установки смешения (увеличивается время ее работы).
85
При разработке технологической схемы автоматической стан-
ции смешения необходимо, чтобы компоненты и присадки подава-
лись на смешение насосами с равномерной подачей (центробеж-
ными, винтовыми, вихревыми) и чтобы в коллектор смешения все
компоненты поступали одновременно.
Монтаж фильтров, расходомеров и регулирующих клапанов
проводят таким образом, чтобы подводящие и отводящие трубо-
проводы находились на одной оси. Расходомеры,устанавливаются
на горизонтальном участке трубопровода и должны быть залиты
измеряемой жидкостью. Перед турбинным расходомером преду-
сматривается прямолинейный участок трубопровода длиной 10—
20 диаметров условного прохода расходомера, а после него —
длиной 5—10 диаметров. При использовании объемных счетчиков
ШЖУ, ДЖУ наличие прямолинейных участков необязательно.
Регулирующие клапаны устанавливаются в строго вертикаль-
ном положении (мембраной вверх). До и после клапанов преду-
сматриваются прямолинейные участки длиной 5—10 диаметров
условного прохода клапана.
При смешении вязких компонентов (мазуты, масла) для увели-
чения интенсивности смешения на смесительных коллекторах мон-
тируются смесители (например, диафрагмовые).
Станция смешения представляет собой'здание, в котором раз-
мещаются насосная, смесительное отделение (для расходомеров,
клапанов, фильтров), операторная, трансформаторная подстанция.
Если позволяют климатические условия, расходомеры, клапаны и
фильтры размещают на открытом воздухе или под навесом.
. Управление автоматическими станциями смешения осущест-
вляется из местных операторных или, что предпочтительнее, из об-
щего диспетчерского пункта товарно-сырьевого хозяйства. Для уп-
равления процессом смешения нефтепродуктов в трубопроводе
НПО «Нефтехимавтоматика» разработаны специализированные
локальные комплексы управления смешением «Поток-1», «Поток-
2», «Поток-4», а также проекты станций смешения.
Комплекс управления «Поток-2», наиболее широко используе-
мый на автоматических станциях смешения, состоит из блока уп-
равления (БУ), блока расходомера (БР), блока соотношения
(БС), блока компонента (БК), блока контроля 100% и суммы
(БКС), блока питания (БП) и электропневмопреобразователя
ЭПП-63.
БУ предназначен для выдачи на БС управляющих сигналов,
пропорциональных скорости смешения, БР — для контроля мгно-
венного и интегрального значения расходов компонентов. При ис-
пользовании отечественных счетчиков применяется БР типа У-22-1,
а с расходомером «Турбоквант» — БР типа У-22-2. БС использует-
ся для установки заданного процентного соотношения компонента
в получаемой смеси, а также выдает сигнал задания на БК, кото-
рый служит для непрерывного автоматического регулирования
расхода компонентов в соответствии с заданием,
86
БКС предназначен для автоматического контроля работы БС,
проверки соответствия суммы расходов компонентов общему рас-
ходу получаемого продукта.	"
Время непрерывной работы блоков комплекса «Поток-2» —
18 ч в сутки. С помощью этого комплекса можно управлять смеше-
нием до 20 компонентов с относительной погрешностью поддержа-
ния заданных соотношений расходов не более 1%.
Управление и контроль за процессом приготовления товарной.
продукции осуществляет оператор, находящийся в помещении опе-
раторной, где располагаются щит с приборами и органами управ-
ления, а также мнемосхема.
В процессе приготовления нефтепродуктов с применением ав-
томатических станций смешения последовательно осуществляются
следующие операции.
1.	Компоненты товарных продуктов с технологических устано-
вок поступают в компонентные резервуары.
2.	Компоненты, поступившие в компонентные резервуары, ана-
лизируются.
3.	По результатам анализа рассчитывается рецепт приготовле-
ния товарного нефтепродукта.	.
4.	Оператор, получив задание о приготовлении партии товар-
ного продукта и рецептуру, выбирает резервуары». насосы, марш-
руты технологических потоков, а затем подает питание на блоки
комплекса «Поток», одновременно подключая к блоку управления
цепи «Отклонение» и «Авария» БК. На блоке управления оператор
устанавливает размер партии продукта и производительность сме-
шения, на БС — заданные проценты компонентов. При помощи
БКС проверяется правильность установки процентов.
5.	Станция смешения включается в работу нажатием кнопки
«Пуск» на БУ, который выдает командный сигнал в схему управ-
ления насосами на запуск их в определенной последовательности.
При пуске насосов открывается приемная задвижка, затем вклю-
чается электродвигатель, набирается рабочее давление и откры-
вается выкидная задвижка.
6.	Все компоненты одновременно подаются насосом в смеси-
тельный коллектор и при этом проходят через электрозадвижку,
фильтр, счетчик, регулирующий клапан. Перемешивание происхо-
дит за счет турбулентности потока или в специально установлен-
ных для этой цели смесителях.
7.	Готовый продукт подается непосредственно на товарную
базу.
При отклонении расхода компонента от заданного значения
БК выдает на БУ сигнал «Отклонение», по которому автоматиче-
ски уменьшается производительность смешения до прекращения
подачи этого сигнала. Если отклонение расхода компонента стано-
вится недопустимым, то БК формирует сигнал «Авария», посту-
пающий на блок управления. БУ выдает аварийный сигнал оста-
новки насосов и прекращения смешения.
87
Процесс смешения прекращается, когда количество приготов-
ленного продукта становится равным заданному значению, а также
при наличии аварийных ситуаций.
Осуществляется также контроль изменения количества компо-
нентов в резервуарах и качества приготовляемого продукта. В кон-
трольной лаборатории периодически анализируются пробы из сме-
сительного коллектора, причем определяются не все показатели, а
Рис. Ш-6. Блок-схема управления смешением нефтепродуктов:
/ — соленоидный клапан; 2—электропневмопреобразователь; 3 — блок компонента (БК);
4 — блок соотношения (БС); 5— блок расходомера (БР); 6 — преобразователь; 7 — регулирующий
клапан; 8 — расходомер; 5 —насос; 10— блок управления дозатором; 11 — дозатор; 12 — емкость
для присадки; 13 — блок управления (БУ); 14 — блок контроля 100% и суммы (БКС); 15 — пробо-
отборник; 16 —блок управления пробоотборником;
I, // — компоненты; 111— присадка; IV— готовый продукт.
только те, которые наиболее часто меняются (плотность, фракцион-
ный состав, давление насыщенных паров и октановое число). При
необходимости по результатам анализа вносятся изменения в ре-
цептуру смешения.
На рис. III. 6 приведена блок-схема системы управления сме-
шением при приготовлении нефтепродукта из двух компонентов и
одной присадки.
Поскольку в результате неоднородности компонентов и ошибки
при выдаче рецептуры может иметь место брак, предусматривается
возврат некондиционного продукта с товарной базы на станцию
смешения или на технологические установки. На практике, од-
нако, линией возврата почти не пользуются: во-первых, случаи по-
лучения некондиционной продукции на станциях смешения очень
88
редки, а во-вторых, стараются исправить качество введением кор-
ректирующих компонентов непосредственно в товарном парке.
Производительность станций смешения зависит прежде всего
от ассортимента и количества товарной продукции. Время работы
станции составляет 12—16 ч в сутки. Разработаны и построены на
НПЗ станции смешения бензинов производительностью до 500—
600 м3/ч, дизельных топлив — до 700—800 м3/ч, масел — до 100—
150 м3/ч. Для НПЗ топливного профиля с неглубокой переработ-
кой нефти мощностью 16—18 млн. т/год необходимо иметь стан-
цию смешения бензинов производительностью 600 м3/ч, дизельных
топлив — 800 м3/ч, сортовых мазутов — 400—500 м3/ч.
Преимущества системы непосредственного смешения компонен-
тов в трубопроводах: в пять и более раз сокращается время сме-
шения компонентов в трубопроводе; уменьшается потребность в
резервуарах; повышается точность конечных параметров качества
и, следовательно, устраняется необходимость в завышении запаса
качества; обеспечивается гибкость при приготовлении продуктов
различных сортов и изменении ассортимента; сокращается числен-
ность эксплуатационного персонала и улучшаются условия его
труда; уменьшаются потери от испарения и при перекачках.
Годовой экономический эффект от внедрения автоматизирован-
ных систем смешения достигает 100—600 тыс. руб.
Глава IV
НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ
Для обеспечения перекачивания нефти, жидких’нефтепродуктов и
реагентов на территории предприятия, приготовления товарной
продукции и прочих операций используются общезаводские насос-
ные станции (насосные).
Существуют следующие основные типы общезаводских насос-
ных станций:
1)	насосные товарно-сырьевой базы, предназначенные для при-
ема нефти со стороны (по железной дороге и воде), отгрузки то-
варных нефтепродуктов потребителям, подачи нефти из сырьевого
парка на установки;
2)	насосные узлов приготовления товарной продукции — пар-
ков и автоматических станции смешения;
3)	насосные реагентного хозяйства (входят в состав реагент-
ного хозяйства);
4)	насосные парового конденсата, предназначенные для воз-
врата конденсата на ТЭЦ (входят в состав конденсатных станций);
5)	насосные топливного и факельного хозяйства;
6)	насосные узлов оборотного водоснабжения, систем канализа-
ции и очистных сооружений.
ПАРАМЕТРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВЫБОР НАСОСА
Для выбора насоса необходимо располагать данными, характе-
ризующими свойства жидкости и условия перекачивания: 1) темпе-
ратура жидкости, °C; 2) плотность продукта при температуре пере-
качивания, кг/м3; 3) расход продукта, кг/ч; 4) вязкость при темпе-
ратуре перекачки, сСт или °ВУ; 5) давление (напор) во всасываю-
щей линии насоса, МПа или м ст. жидкости; 6) требуемое давление
(напор) в нагнетательной линии насоса, МПа или м ст. жидкости;
7) коррозионная агрессивность продукта.
Имея эти данные, по каталогам и номенклатурным справочни-
кам машиностроительных заводов выбирают наиболее пригодный
для условий перекачивания насос.
Определение производительности набосов. Количество пере-
качиваемого продукта зависит от конкретных условий работы об-
щезаводской насосной. Часть насосных работает в режиме непре-
рывной эксплуатации (например, насосы топливного хозяйства),
во
однако для большинства общезаводских насосных характерен ре-
жим периодической работы. Так, в частности, периодически рабо-
тают насосные станций и парков смешения на отечественных
НПЗ, товарные и сырьевые насосные, насосные реагентного и кон-
денсатного хозяйства и др.
Производительность насоса, подающего готовый нефтепродукт
в железнодорожные цистерны, определяется нормативным време-
нем налива состава.
Производительность насосов реагентного хозяйства опреде-
ляется количеством и продолжительностью операций по перекачи-
ванию реагентов: из цистерн в резервуары для хранения концен-
трированного реагента, из резервуара концентрированного реаген-
та в резервуар для приготовления разбавленного реагента, подачи
реагентов из реагентного хозяйства потребителям. Как правило,
реагентное хозяйство работает в течение 1—2 смен в сутки, исходя
из чего и выбирается производительность насосов.
Резервирование насосов. В сырьевых насосных, подающих нефть
на установки первичной перегонки или дистилляты на установки
вторичной переработки, предусматривается 100%-ный резерв рабо-
тающих насосов, если требуемая производительность обеспечивает-
ся одним насосом, и, как минимум, 50%-ный резерв — если двумя
и более насосами. Такое же резервирование предусматривается
для насосов топливного хозяйства.
Для насосов товарно-сырьевого и реагентного хозяйств должен
быть предусмотрен не менее чем 25%-ный резерв. Допускается на-
личие общего резерва для насосов, перекачивающих продукты,
близкие по углеводородному составу (лигроин и керосин, каусти-
ческая и кальцинированная сода и т. п.). Производительность, на-
пор и конструктивное исполнение резервного насоса соответствуют
максимальным требованиям заменяемых насосов.
Определение напора во всасывающей линии насоса. Напор во
всасывающей линии насоса hBC находят с помощью гидравличе-
ского расчета. Величина hBC (в м ст. жидкости) вычисляется по
формуле:
/ °вс
Лвс = Яб + Л'-
где Не — барометрическое давление в сосуде, из которого поступает
жидкость на насос, м ст. жидкости; h'3 — разница отметок между
уровнем жидкости в сосуде, из которого поступает жидкость, и
осью насоса, м (если уровень жидкости в сосуде ниже оси насоса,
то ha принимается отрицательной, если выше — положительной);
уВс— скорость во всасывающем патрубке насоса, м/с; g — ускоре-
ние свободного падения, м2/с; hw — гидравлическое сопротивление
всасывающего трубопровода, м ст. жидкости.
Если при расчете окажется, что hBC — величина отрицательная,
то это значит, что во всасывающей линии насоса создается разре-
жение.
91
Определение напора в нагнетательной линии насоса. Напор
hB (в м ст. жидкости), который необходимо обеспечить в нагнета-
тельной линии насоса, вычисляется по формуле:
йн = Яд + йд +  н 2g вс + йвык
где Нл — абсолютное давление на свободную, поверхность жидко-
сти в сосуде, куда подается жидкость, м ст. жидкости; /гд — раз-
ница отметок между уровнем жидкости в сосуде, куда подается
жидкость, и осью насоса, м; ун — скорость в нагнетательном па-
трубке насоса, м/с; hBBTK— гидравлическое сопротивление нагне-
тательного трубопровода, м ст. жидкости.
Определение дифференциального' напора. Необходимый диф-
ференциальный напор насоса находят по разности между напо-
ром в нагнетательной линии насоса и во всасывающей линии
(/У —	— ^вс) •
Выбор насоса. Определив требуемую производительность на-
соса и необходимый дифференциальный напор, с учетом физико-
химических свойств и коррозионной агрессивности перекачивае-
мого продукта выбирают насос по каталогам и другим справочным
данным.
Учитывая возможные отклонения реальной характеристики на-
соса от приведенной в каталоге, дифференциальный напор насоса
рекомендуется выбирать на 5—10% выше полученного расчетом.
При выборе насосов стремятся к тому, чтобы для перекачива-
ния применялся один рабочий насосный агрегат. Если невозможно
подобрать один насос, обеспечивающий требуемую производитель-
ность, устанавливают два параллельно работающих насоса. Сле-
дует, однако, учитывать, что суммарная производительность двух
параллельно работающих насосов несколько ниже удвоенной про-
изводительности одного насоса. Два рабочих насоса целесообразно
предусматривать и в том случае, когда насос должен обеспечивать
перекачку в различных режимах: с низкой и высокой производи-
тельностью. В этом случае низкая производительность обеспечи-
вается эксплуатацией одного агрегата, а высокая — работой двух
параллельных.
Если не удается обеспечить необходимый напор в нагнетатель-
ной линии одним насосом, устанавливаются два последовательно
работающих агрегата, первый из которых (он называется подпор-
ным) забирает продукт из резервуара и подает его во всасываю-
щий патрубок второго насоса. Необходимость установки двух на-
сосов может возникнуть, в частности, при подаче готового продукта
в магистральный продуктопровод, когда требуется обеспечить вы-
сокое давление, достаточное для перекачивания продукта на не-
сколько десятков километров.
Допустимая высота всасывания и минимальный подпор. В зави-
симости от конструкции насоса и условий перекачивания насос
может обеспечивать всасывание жидкости из резервуара, располо-
женного ниже оси всасывающего патрубка, или, наоборот, требо-
92
вать подпора, т. е. превышения уровня жидкости в резервуаре над
осью всасывающего патрубка. Максимальное превышение оси на-
соса над уровнем жидкости в резервуаре (при всасывании) назы-
вается допустимой высотой всасывания, а минимально возможное
превышение уровня жидкости в резервуаре над осью насоса (при
подпоре)—минимальным подпором. Допустимая высота всасыва-
ния и минимальный подпор определяются по формуле:.
hs = ^S '105 “	'105 - А/г^п ~
где ра—1 абсолютное давление на свободную поверхность жидко-
сти в резервуаре, МПа; рп — давление насыщенных паров пода-
ваемой жидкости, МПа, р — плотность подаваемой жидкости, кг/м3;
hw— гидравлическое сопротивление всасывающего трубопровода
Рис. IV. 1. Схемы насосной установки:
a—с положительной высотой всасывания; б—с отрицательной высотой всасывания (подпором).
насоса, м ст. жидкости; А/гдоп— допустимый кавитационный запас,
представляющий приведенный к оси насоса минимальный избы-
ток удельной энергии на входе в насос над давлением насыщенных
паров подаваемой жидкости, выраженный в м ст. подаваемой жид-
кости.
Запас А/гдоп является одной из основных характеристик насоса
и приводится в каталогах и справочниках.
Если в результате расчета величина hs получится со знаком
«плюс», то это означает, что насос может всасывать продукт, а
если со знаком «минус»—требует подпора. Взаимное расположе-
ние насоса и резервуара при положительной и отрицательной вы-
соте всасывания (подпора) приведено на рис. IV. 1.
При перекачивании жидкости из закрытых резервуаров, в ко-
торых давление на свободную поверхность жидкости равно давле-
нию ее насыщенных паров, т. е. ря = рп, формула принимает вид:
hs (А^доп *4"
Учитывая возможные колебания производительности при ра-
боте насоса, рекомендуется определяемые по приведенным выше
формулам значения высоты всасывания уменьшать на 0,5—1,0 м,
а значения подпора увеличивать на 0,5—1,0 м.
93
Неправильный выбор взаимного расположения резервуара и
насоса может стать причиной опасного явления — кавитации. К ка-
витации могут также привести: падение уровня жидкости ниже рас-
четного уровня в резервуаре, из которого ведется откачка про-
дукта; создание во всасывающей линии насоса недопустимого
гидравлического сопротивления из-за недостаточного диаметра или
засорения трубопровода, а также при регулировке давления за-
движкой.
Определение потребляемой мощности и мощности двигателя.
Мощность N (в кВт), потребляемая насосом, определяется по фор-
муле:
ЮОЭт)
где Q — объемная производительность насоса, м3/с; Н — дифферен-
циальный напор, создаваемый насосом, м ст. жидкости; р — плот-
ность жидкости, кг/м3; g — ускорение свободного падения, м/с2;
т) — полный коэффициент полезного действия насоса.
На кривых, характеризующих работу насоса, в некоторых слу-
чаях приводятся данные о величине потребляемой мощности при
перекачивании воды. Для того чтобы определить мощность, по-
требляемую при перекачивании жидкостей с другой плотностью,
используют формулу:
N = N ротн
где N— мощность при перекачивании реального продукта, кВт;
Af' — мощность насоса при перекачке воды (находится по данным
каталога), кВт; ротн — относительная плотность перекачиваемой
реальной жидкости.
Мощность электродвигателя Na (в кВт) определяется по выра-
жению:
= Л'й
где k — коэффициент запаса мощности.
Принимаются следующие значения k для электродвигателей:
при N до 50 кВт— 1,2; при М от 51 до 350 кВт— 1,15; при N выше
350 кВт—1,1.
ТИПЫ НАСОСОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ НА НПЗ
В общезаводском хозяйстве НПЗ применяются лопастные (цен-
тробежные и осевые), вихревые и объемные (поршневые, плунжер-
ные, шестеренчатые, винтовые, пластинчатые) насосы. Наиболее
эффективными из них являются центробежные насосы, преимуще-
ства которых состоят в следующем: они обеспечивают равномер-
ную подачу продукта, занимают меньше места и имеют более про-
стую конструкцию, чем насосы других типов. Недостатки центро-
бежных насосов — уменьшение производительности при увеличении
напора и опасность возникновения кавитации.
94
Вихревые насосы применяются для перекачки маловязких жид-
костей, не содержащих абразивных примесей. Напор вихревых на-
сосов в 2—5 раз больше напора центробежных насосов при тех же
значениях диаметра колеса и частоты вращения, однако для них
характерен низкий к. п. д. (0,25—0,3).
Поршневые насосы обладают хорошей всасывающей способ-
ностью, могут создавать высокое давление нагнетания. Однако, по-
скольку скорость поршня ограничена действием возникающих инер-
ционных сил, непосредственное соединение поршневого насоса с
высокооборотным приводом (обычное для центробежных насосов)
затруднительно.
Шестеренчатые, винтовые и пластинчатые насосы используются
в основном для перекачивания вязких жидкостей со смазывающей
способностью. От насосов других типов они отличаются небольшим,
числом движущихся частей, меньшими размерами, простотой изго-
товления и эксплуатации.
По назначению применяемые на НПЗ насосы делятся на нефтя-
ные, химические, водяные и т. п.
Нефтяные насосы. Основную группу нефтяных насосов обра-
зуют центробежные насосы типа НК, НВМ, НСД, выпускаемые по
ГОСТ 12878—67 и ТУ 26-02-455—72. Номинальные производитель-
ности и дифференциальные напоры насосов: НК (нефтяных кон-
сольных)— от 35 до 560 м3/ч и от 26 до 375 м ст. жидкости; НВМ
(нефтяных вертикальных моноблочных) — от 120 до 200 м3/ч и от
58 до 122 м ст. жидкости; НСД (нефтяных секционных двухкор-
пусных)— от 35 до 240 м3/ч и от 370 до 925 м ст. жидкости.
Поле Q—Н (производительность — дифференциальный напор)
центробежных насосов по ГОСТ 12878—67 приведено на рис. IV. 2.
Насосы этого типа выпускаются с роторами и колесами различ-
ного диаметра. Ротор 1 соответствует расчетной, а роторы 2, 3
и т. д. — уменьшенной подаче. Номинальному диаметру соответ-
ствует диаметр колеса «а», -уменьшенным диаметрам после об-
точки—колеса «б» (первая обточка), «в» (вторая обточка), «г»
(третья обточка). В результате уменьшения диаметра рабочего
колеса сокращается (при неизменной подаче) дифференциальный
напор насоса.	-
Детали проточной части насоса изготавливаются из различных
сталей: углеродистой (С), хромистой (X) и хромоникелевой (Н).
В зависимости от температуры и коррозионных свойств перекачи-
ваемой жидкости выбирается тот или иной вид исполнения про-
точной части насоса.
Для уплотнения вала насосов типа НК, НВМ и НСД приме-
няются: три типа одинарных торцевых уплотнений — с проточной
циркуляцией перекачиваемой насосом жидкости (ОП), с самостоя-
тельным контуром циркуляции перекачиваемой насосом жидко-
сти (ОК), с теплообменным устройством для вала насоса (ОТ);
два типа двойного торцевого уплотнения — с теплообменным
устройством (ДК) и без него (ДТ); два типа сальникового
95
АЪдоп. м ст.жидкости
Рис. IV.2. Сводный график полей Q — Н центробежных нефтяных насосов по ГОСТ 12878—67.
уплотнения — охлаждаемое (СО) и охлаждаемое с подачей за-
творной жидкости (СГ).
Для уплотнений типа ДК и ДТ необходим пружинно-гидравли-
ческий аккумулятор АПГ-1, с помощью которого подается уплот-
нительная жидкость (масло). Заправка маслом группы пружинно-
гидравлических аккумуляторов (до 20 штук) производится запра-
вочной станцией СМ 250.
При оснащении насоса одинарными торцевыми уплотнениями
ОП, ОК, ОТ одновременно заказывается комплект сальниковых
уплотнений типа СО, которые используются в период пуско-нала-
дочных работ вместо торцевых.
Торцевые уплотнения вала насосов типа НК, НВМ и НСД вы-
пускаются в различных исполнениях: С (для некоррозионных неф-
тепродуктов, не являющихся растворителями маслобензостойких
резин), Р (для некоррозионных нефтепродуктов, растворяющих
маслобензостойкие резины), К (для коррозионных нефтепродуктов,
не растворяющих маслобензостойкие резины) и Кр (для коррозион-
ных нефтепродуктов, растворяющих маслобензостойкие резины).
В условном обозначении насосов, выпускаемых по ГОСТ 12878—
67 и ТУ 26-02-455—72, находят отражение все особенности насоса
и уплотнений. Например, в обозначении насоса НК 560/300-Г2вСДТ:
560 — номинальная производительность, м3/ч; 300 — дифференци-
альный напор, м ст. жидкости; Г — направление всасывающего
патрубка; 2 — номер ротора; в —диаметр колеса; С — материал
проточной части (углеродистая сталь); ДТ — тип уплотнения (двой-
ное торцевое).
Многие общезаводские насосные оснащены центробежными на-
сосами, выпускавшимися по нормали Министерства нефтяной про-
мышленности СССР Н521—57.
По температуре перекачивания эти насосы делятся на «холод-
ные»— для перекачки нефтепродуктов с температурой до 200 °C
[типа НК (нефтяной консольный), Н (нефтяной), НД (нефтяной
двухсторонний)] и «горячие» — для перекачки нефтепродуктов с
температурой 200—400 °C [в условное обозначение этих насосов
введена буква Г (НГК, НГ, НГД)].
Насосы, выпускавшиеся по нормали Н521—57, имеют рабочие
колеса с односторонним (Н, НГ, НК, НГК) и двухсторонним (НД
и НГД) подводом жидкости. Односторонний подвод жидкости ха-
рактерен для насосов с малой подачей, двухсторонний — Для насо-
сов с большой подачей жидкости.
Для уплотнения вала насосов предусмотрены три типа уплот-
нений: сальниковое с мягкой набивкой, двойное и одинарное тор-
цевые.
Сводный график полей Q — Н центробежных насосов по
Н521—57 приведен на рис. IV. 3. Насосы, поля которых на диа-
грамме заштрихованы, в настоящее время выпускаются машино-
строительными заводами.
Пример расшифровки условного обозначения насоса 5Н5Х8: 5—
внутренний диаметр всасывающего патрубка (в мм),уменьшенный
4 Зак. 768
97
1000
300
800
ТОО
600
500
400
А\ 4НГ-5Х8
'х\у4Н-5*8
>X\п= 2850'
300
—/лкВН-55-10\
Лх5Н-5*8\\
/о\\п=2950,\)
^.WwwW
.53%
Ъ
ТКВН-55-nr^J
п-3150- 2300 /№ч.55ч№
/п-3180-2400—
53%
Рис. IV. 3. Сводный график полей
Q — Н центробежных нефтяных на-
сосов нормального ряда по Н 521—57.
Н, м ст. жидкости
200
150
100
зо
80
70
£0
50
40
30
20.L
10
A\\4wr-5^'
^\\Y4H'5x4'
vA\\n»2S50\
\\\\60,5%?
ЯНГ- 5X4 W
'5Н-5х4 \\\
.п-2950 А А
»$>
4НКЗ-5Х1
4НГК-5Х1
4НК~5х1
п-2950
15	20
60,5%.
/ БНГ-ТбТб^I
-/\о 6H-10XS 4/\8нЛ-Юх5&47У -
^.2950^-2950^7^10НГ^
&гНГ.®х4\\^ЛрвНГ4-ЗхтХ'
у.бН- 10x4 74-/Ола вид-9X3
й>аДАР = 2950\\\М? п-2950 76%)
лХЙ»»\\£9,5%Г
\°4<У6НГ-7х2^
\^tn.295o^
-------------
/76НК9-6х^9 SH.lax2
вв%
1^'г-г9л	I а14НГД-)^5
14НД-10*!
J ЮНГ-Юх^/ОГбР^415^ ‘
• Ti^J4iS 1
'-^ЙД-
ss%
/	1'7
/ ;знд-йх5/
тв^г. £1—<>п’"*/?0/йнгд-юх&№—$° H’MOgrf—
^8«ГД-1ах4,О^л4___Г ^-^/12HA-10x5/Vs7’!^c---
S8НД-10х4кУ\а	Г Г-П447М4НГД-ЮХЗ/ Т
^n:29№j4^SHr4-6x3a ^7 |	%\°ИНд-/охз,-1-...
„	^л-2950»\ТГРГГТ^^а1Р‘29иДу^,Уй,/'1-«75'Й^о<8'7
У	/4 КО */\cSh44-. \ .^/\/	X /о\о ^-<?7П=/475,0//Лоо3 -3-4^
^хУ	я"гл-^'° АгУ*ЧЛ\\Х... .Z>лж°/. Й1-Ч.	£'z_/.°'w«x.m;o 1
«ЯКЭ-ЗхУТ^У
. ’5НГК-5х<е2Уч
5НК-5х}/^
n*29SO /£
___/9
/5НГ-5х2.
'5Н-5Х2'
п.295О\
62%’
А
62%
r.’-J и\
5НКЭ-9х1
SHrn-gxt
5НК-9Х1 м%
п-2950 I
^внгд-бх!,,
Лв«Д5х(Л\. ; /o\a 0H-1UX2 /SSW>
Vn.2950^Y	n=l475.o/^ n-1475
/6НКЭ-9х1пН.
'6нгк-зх!'4
БНК-9к1ТЗ/а,
-^п-2950 /
Л

ЫОюнгД-бЯ^430НГ-10х1
27\ЮНД;6х1\У4’'ъ 1ОН-1С
~Г\^^-Г1->475/8О.5% П-,
/£’ X\\	,л
A\\\\\
1 /	1475,
j 8НГК~10х1 775 у7'i А
-Аовнк-ю^ ‘'iL-
71=1475	/
’—/&18НД-Ш2 /
Д-ИЮЛ
«\”SS%
’&16НД-1Вх11—
3=1475 а\о/
Л V
_________ z
"«у /&18НД-10*! /
- 7 <\°12НД -JOxt ’ &	•	- о-7Л /
$t;=,475ow
:«?•
п-аддо/
<&/
30	40 50 60 70800010)	150 200	300 400 500 600700 900 W00 1500 2000 2500
Q, м’/ч
в 25 раз; Н — наименование типа (нефтяной); 5 — коэффициент
быстроходности, уменьшенный в 10 раз; 8 — число ступеней.
В общезаводском хозяйстве НПЗ находят применение также
нефтяные ненормализованные центробежные насосы типов НС
(секционный), НВ (вертикальный), НА (артезианский). Верти--
кальный насос 2НВ9 X 4 характеризуется номинальной произво-
дительностью 40 м3/ч и дифференциальным напором 46 м ст.
жидкости. Он предназначен для откачки нефтепродуктов из дре-
нажных емкостей. Артезианские насосы 12НА-9Х4 (80 м3/ч, 43 м ст.
жидкости), 12НА-22 X 6 (150 м3/ч, 54 м ст. жидкости) исполь-
зуются при откачивании нефти и нефтепродуктов из заглубленных
резервуаров.
На товарно-сырьевых базах нефтеперерабатывающих заводов
могут быть применены центробежные насосы большой производи-
тельности типа НМП, разработанные и широко используемые в
качестве подпорных при перекачке нефти по нефтепроводам. Эти
насосы имеют номинальную производительность 5000; 3600;
2500 м3/ч и дифференциальный напор 115; 78; 74 м ст. жидкости,
соответственно. Для насосов НМП характерен низкий допускаемый
кавитационный запас и высокий (72—85%) к. п. д.
Для перекачки небольших количеств нефтепродуктов предна-
значены поршневые насосы с регулируемой подачей: нормализо-
ванные типа HP по ОСТ 26-02-535—72 и ненормализованные типа
Р. Насосы типа HP имеют регулируемую подачу от 0 до 4 м3/ч и
давление нагнетания 2,5—4,0 МПа, насосы типа Р25/25 — подачу
0—25 м3/ч и давление нагнетания 2,5 МПа, насосы типа РГ 10/64—
подачу 4—10 м3/ч и давление нагнетания 6,4 МПа.
Все перечисленные выше нефтяные насосы выполнены из стали
или чугуна..Из стали изготавливаются, в частности, все насосу по
ГОСТ 12878—67 и ТУ 26-02-455—72, «горячие» насосы по Н521—57,
насосы HP.
Особую группу составляют насосы из алюминия и бронзы
АСВН и АСЦЛ. Обычно они применяются для удаления остатков
нефтепродуктов из трубопроводов.
Химические насосы. Для перекачивания химически активных
и нейтральных жидкостей предназначена большая группа насосов,
относящихся к химическим. Эти насосы могут быть использованы
в насосных реагентного хозяйства, при отгрузке сжиженных газов
и на других объектах общезаводского хозяйства. Химические насо-
сы делятся на центробежные, вихревые и объемные (плунжерные).
Для транспортирования химически активных и нейтральных
жидкостей, содержащих твердые включения размером до 0,2 мм
в количестве до 0,2% (масс.) и имеющих коррозионную активность
не ниже 5-го балла по десятибалльной шкале *, применяются кон-
сольные центробежные насосы типа X. Выпускаются 10 типораз-
меров этих насосов с диапазоном производительности от 3 до
45 м3/ч и дифференциальным напором от 18 до 106 м ст. жидкости.
* См. ГОСТ 13819—68.
4*
99
Для перекачивания жидкостей, содержащих абразивные вклю-
чения размером до 1,0 мм в количестве до 4% (масс.), предназна-
чены центробежные насосы типа АХ (абразивный химический) с
производительностью 4,5—700 м3/ч и дифференциальным напором
9—60 м ст. жидкости. У насосов типа АХ более широкие, чем у
насосов типа X, проходные сечения каналов рабочих колес.
Для перекачивания кристаллизующихся и застывающих при
нормальной температуре жидкостей используются насосы ХО
(химический обогреваемый) производительностью 3—45 м3/ч и
дифференциальным напором 18—90 м ст. жидкости. Эти насосы
имеют обогреваемый корпус.
Особую группу химических насосов составляют герметичные
горизонтальные (ХГ) и вертикальные (ХГВ) электронасосы, вы-
пускаемые заводом им. Г. И. Котовского производственного объ-
единения «Молдавгидромаш». Они состоят из собственно насоса и
специального встроенного асинхронного электродвигателя. Благо-
даря отсутствию сальников обеспечивается полная герметичность
агрегата, предотвращается попадание перекачиваемой жидкости
и ее паров в помещение насосной. Рабочие колеса насоса и ротор
электродвигателя расположены на общем валу. Для охлаждения
электродвигателя, а также для смазки и охлаждения опор элек-
тронасоса предусмотрен постоянный проток жидкости, запол-
няющей полость электродвигателя. Поскольку смазка подшипни-
ков и охлаждение электродвигателя осуществляются перекачи-
ваемой жидкостью, даже кратковременная работа электронасоса
«в сухую» недопустима.
Производительность насосов ХГ и ХГВ составляет 8—90 м3/ч,
дифференциальный напор— 18—90 м ст. жидкости. Весьма эффек-
тивно применение электронасосов при перекачке сжиженных газов,
фенола, кислот и щелочей.
В тех случаях, когда необходимо перекачать небольшие коли-
чества жидких продуктов, применяются дозировочные плунжерные
насосы типа НД. Выпускается более 30 марок дозировочных насо-
сов. Они имеют регулируемую производительность от 0,6—2,5 до
600—2500 л/ч, давление нагнетания этих насосов составляет 1,0—
40 МПа.
К химическим относятся также вихревые насосы типа ВК (вих-
ревой консольный) и ВКО (вихревой консольный обогреваемый).
Насосы ВК предназначены для перекачки коррозионноактивных
слабых растворов кислот, щелочей и солей, а ВКО — для легкоза-
стывающих жидкостей (парафинов, фенолов и т. п.).
Для уплотнения валов насосов X и ХО применяются сальники
с мягкой набивкой, одинарные и двойные торцевые уплотнения, для
насосов типа АХ — сальники с мягкой набивкой и двойные торце-
вые уплотнения, а для насосов ХП, ВК, ВКО — только сальники.
Водяные насосы. Для перекачивания воды в насосных узлов
оборотного водоснабжения, систем канализации и очистных соору-
жений, парового конденсата, не загрязненного нефтепродуктами,
химочищенной воды используются водяные центробежные насосы
100
К (консольный), КМ (консольный моноблочный), КС (конденсат-
ный с рабочими колесами одностороннего входа), КсД (конденсат-
ный с рабочими колесами двухстороннего входа), ПЭ (питатель-
ный электрический), МС (многоступенчатый секционный), МСГ
(многоступенчатый секционный горячий), МСК (многоступенчатый
секционный консольный), ЦНС (центробежный секционный),
ЦНСГ (центробежный секционный горячий). Не содержащую ме-
ханических примесей чистую воду перекачивают также вихревыми
насосами В К (вихревой консольный) и В КС (вихревой консольный
самовсасывающий).
Для перекачивания холодной воды с механическими включе-
ниями в виде песка, земли, органических отходов предназначены
насосы типа Ф (фекальный), ФВ (фекальный вертикальный), НП
(насос песковый), Пс (песковый сальниковый), ПсР (песковый
сальниковый резиновый — с обрезиненной проточной частью), ПВ
(песковый вертикальный), НЦС (насос центробежный самовсасы-
вающий). Насосы НП, Пс, ПсР, ПВ, НЦС нельзя применять для
перекачивания взрыво- и пожароопасных сред. Содержание и ха-
рактер механических' включений оговариваются для каждого типа
насоса этой группы. В частности, насосами типа Ф и ФВ допу-
скается перекачивать нейтральные (pH = 6 4- 8) жидкости плот-
ностью 1050 кг/м3, содержащие не более 1% (об.) абразивных ча-
стиц.
ВАКУУМ-НАСОСЫ
На НПЗ чаще всего используются вакуум-насосы объемного
типа и эжекторные. Объемные вакуум-насосы делятся на поршне-
вые и вращательные. Отечественной машиностроительной промыш-
ленностью выпускаются вакуумные механические плунжерные
насосы типа ВН, пластинчато-роторные насосы с масляным уплот-
нением типа НВР, пластинчато-статорные насосы типа ВН, двух-
роторные вакуум-насосы типа ДВН, высоковакуумные паромасля-
ные насосы типа Н, а также водокольцевые насосы типа ВВН. На-
сосы ВВН имеют простую конструкцию, надежны в эксплуатации,
могут перекачивать неочищенные воздух и газ, а также воздух, со-
держащий жидкую фазу. Этими достоинствами объясняется широ-
кое применение насосов ВВН на заводах.
В цилиндрическом корпусе насоса типа ВВН (рис. IV. 4) экс-
центрично расположено рабочее колесо (ротор) 3 с лопатками,
которые при вращении отбрасывают воду к стенкам, образуя
вращающееся водяное кольцо. В течение первого полуоборота ра-
бочего колеса внутренняя поверхность водяного кольца посте-
пенно удаляется от ступицы. Образующийся между лопатками ра-
бочего колеса свободный объем заполняется воздухом (газом) из
всасывающего патрубка, поступающим через окно в торцевой
крышке корпуса насоса. Во время второго полуоборота колеса
внутренняя поверхность приближается к ступице и воздух,
101
находящийся между лопатками, сжимается и вытесняется в нагне-
тательный патрубок.
Бессоновским компрессорным заводом выпускается ряд водо-
кольцевых вакуум-насосов типа ВВН, технические характеристики
которых приведены ниже:
	ВВН-1.5М	ввн-з	ввн-зн	ввн-6	ВВН-12М	ВВН-12Н
Производитель- ность при 70%- ном вакууме, м3/мин ....	1,5	3,2	3,2	6	12	10
Максимальный ва- куум, создавае- мый насосом, %	93	90	90	95	97	95
Частота вращения вала, об/мин . .	1500	1500	1500	1500	1000	1000
Тип электродвига- теля 		ВАО-41-4	ВАО-51-4	ВАО-51-4	ВАО-62-4	ВАО-81-6	ВАО-72-6
Мощность элек- тродвигателя, кВт		4	7,5	7,5	17	30	22
Гарантийный срок работы, ч . . .	5500	5000	4500	4500	6000	4500
У насосов ВВН-ЗН и ВВН-12Н детали проточной части выпол-
нены из нержавеющей стали 12Х18Н9Т.
Рис. IV. 4. Вакуумный водокольцевой насос типа ВВН:
7 —корпус; 2—крышка; 3—рабочее колесо (ротор); 4—вал; 5—всасывающий патрубок;
6—нагнетательный патрубок.
Насосы ВВН заменили широко применявшиеся ранее в нефте-
перерабатывающей промышленности водокольцевые насосы типа
РМК.
Водокольцевые насосы ВВН часто используются для откачки
продуктов из железнодорожных цистерн (рис. IV. 5).
На НПЗ также широко применяются пароэжекторные вакуум-
насосы. ВНИИНефтемаш разработал ряд пароэжекторных вакуум-
насосов (отраслевая нормаль МН 1804—61), которые изготавли-
ваются Казанским механическим заводом. Насосы различаются по
102
производительности (от 1 до 1250 кг/ч), количеству ступеней сжа-
тия (от 2 до 5), типу межступенчатых конденсаторов (поверхно-
стные или смешения), давлению рабочего водяного пара (0,6 или
1,0 МПа), создаваемому остаточному давлению (от 0,13 до 26 кПа),
расчетному содержанию конденсирующихся паров в отсасываемой
смеси [от 0 до 40% (масс.)], материалу, из которого выполнен
насос.
Пример условного обозначения пароэжекторного вакуум-насоса
по МН 1804—61 приводится ниже:
ПНТ?~2ГМН 1804 ~ 61
где П —тип конденсатора (поверхностный); Н —исполнение ос-
новных деталей (из легированной стали); 400 — номинальный рас-
ход отсасываемой смеси, кг/ч; 40 — остаточное давление у входа
Рис. IV. 5. Схема откачивания продукта из железнодорожной цистерны с при-
менением насоса ВВН:
А-1 — сливной стояк; Л-2—вантуз; Ф-/ —фильтр-поглотитель паров откачиваемого продукта;
//-/ — центробежный насос; Н-2—вакуумный насос ВВН, Д-Z—цистерна.
/ — откачиваемый продукт в складскую емкость; //—выхлоп в атмосферу; III — сброс воды
в канализацию.
в вакуум-насос, мм рт. ст.; 10 — уменьшенное в 10 раз давление
рабочего пара, МПа; 20 —расчетное содержание конденсирующих-
ся паров в отсасываемой смеси, % (масс.).
ЗДАНИЯ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ
Общезаводские насосные НПЗ, как правило, размещаются в
закрытых зданиях. В последнее время началось строительство от*.
крытых общезаводских насосных.
Расположение оборудования в насосной должно обеспечивать
удобство обслуживания и ремонта, безопасность эксплуатации. Раз-
мещаемые в зданиях насосы для перекачивания продуктов с тем-
пературой ^250 °C должны быть отделены глухой несгораемой
стеной от насосов для продуктов с более низкой температурой. Об-
щая длина здания насосной не должна превышать 120 м при ши-
рине 18 м; помещение следует разделять на отсеки (площадью не
более 400 м2 каждый).
j	103
Выбор электродвигателя к насосу обусловлен свойствами пере-
качиваемой среды и категорией насосной. При выборе следует ру-
ководствоваться «Правилами устройства электрооборудования
(ПУЭ)». В насосных, перекачивающих горячие (температура
^250°C) нефтепродукты и вещества с температурой вспышки
гС45° С, допускается применение двигателей внутреннего сгорания
и электродвигателей в нормальном исполнении при условии, что
они отделены от насосов глухой несгораемой стеной. В этом слу-
чае вал, соединяющий двигатель с насосом, пропускается через
стену с помощью сальникового устройства.
Двигатели обычно имеют непосредственную связь с нефтяными
насосами, однако допускается применение клиновидных (текстроп-
ных) ремней. Использование плоскоременной передачи не допу-
скается.
Насосные для перекачки нефтепродуктов должны иметь не ме-
нее двух эвакуационных выходов, расположенных в противополож-
ных концах здания. Допускается иметь один эвакуационный выход
в одноэтажных зданиях площадью до 36 м2.
В сырьевых и товарных насосных при числе основных рабочих
насосов не более 5 узлы задвижек могут находиться в одном по-
мещении с насосами. При большем количестве основных рабочих
насосов узлы задвижек располагаются в' отдельном здании или,
что наиболее целесообразно, выносятся наружу.
При расположении узлов задвижек в несгораемой пристройке
ее следует отделять от насосной глухой несгораемой стеной и снаб-
жать самостоятельным выходом наружу. Узлы задвижек, располо-
женные вне здания насосной, должны отстоять от нее не менее чем
на 3 м, а при наличии глухой стены могут непосредственно примы-
кать к зданию.
В местах расположения узла задвижек необходимо устраивать
лоток для отвода жидкости в промышленную канализацию через
гидравлический затвор, а при недопустимости спуска жидкости
в канализацию — сборный закрытый колодец с откачкой жидкости
насосом. Для смывания жидкости устанавливаются водяные стоя-
ки, используемые в теплое время года.
Полы в насосных для перекачки нефти и нефтепродуктов вы-
полняют из невпитывающих жидкость несгораемых материалов —
цемента, метлахской плитки и др. Стены насосной и трубопроводы
окрашиваются, а на трубопроводах указывается их назначение и
направление движения продуктов. На оборудование наносят его
индекс по технологической схеме, а на двигатель — направление
вращения ротора.
При размещении насосов внутри здания основные проходы по
фронту обслуживания насосов, имеющих «гребенки» управления и
местные контрольно-измерительные приборы, должны быть не ме-
нее 1,5 м, а проходы между насосами —не менее 0,8 м.
На всасывающем и нагнетательном патрубках насосов устанав-
ливаются запорные устройства, а на нагнетательных патрубках
кроме того — обратные клапаны, защищающие насосы от гидрав-
104
лических ударов. Насосы, перекачивающие токсичные, горючие и
легковоспламеняющиеся жидкости, необходимо оборудовать спуск-
ными пробками и кранами для удаления перекачиваемой жидко-
сти, а насосы с сальниковой набивкой — сборником жидкости, вы-
текающей из сальников.
Сальники работающих насосов, перекачивающих токсические,
горючие и легковоспламеняющиеся жидкости, следует закрывать
специальными съемными щитками и оборудовать местными венти-
ляционными отсосами. Муфта сцепления центробежных насосов с
двигателем обязательно закрывается ограждением. Для опорож-
нения и очистки этих насосов перед разборкой при остановке на
ремонт всасывающий и нагнетательный трубопроводы снабжаются
патрубками или штуцерами, через которые насос промывается во-
дой, продувается паром или инертным газом. При продувке насо-
сов и аппаратов, расположенных в насосной, выбрасываемый про-
дукт отводится за ее пределы: жидкий — по закрытым коммуника-
циям р специальную емкость, а пары и газы — на факел или свечу.
Перед пуском насос следует залить перекачиваемой жидкостью.
Пуск в работу не залитого перекачиваемой жидкостью или опо-
рожненного насоса недопустим. При пуске в работу центробеж-
ного, осевого и вихревого насосов, а также насоса объемного типа
необходимо обязательно открыть задвижку на всасывающей линии,
а при пуске вихревого насоса и насоса объемного типа — также
задвижку на нагнетательной линии.
В насосных хранятся обычно смазочные материалы, однако
запас этих материалов в насосных не должен превышать суточной
потребности. В насосных, перекачивающих кислоты, щелочи и дру-
гие реагенты, способные вызвать ожоги, предусматривается ава-
рийный душ, а также водяной стояк со шлангом для смытия ре-
агента с пораженного участка тела.
ОТКРЫТЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ
Преимуществом открытых насосных станций является уменьше-
ние вероятности образования взрывоопасной газовоздушной смеси
в результате утечки продукта через неплотности в трубопроводах
и насосных агрегатах, более низкие, чем для закрытых насосных,
капитальные и эксплуатационные затраты.
Открытые насосные проектируются и строятся в районах с
умеренным климатом при рабочейтемпературе воздуха от —45 до
+40 °C. Температурные ограничения вызваны условиями работы
электродвигателей.
Вне зданий устанавливаются насосы для перекачивания как не
замерзающих, так и застывающих или загустевающих при темпе-
ратуре перекачивания жидкостей. Для предотвращения застывания
жидкостей в трубопроводах и насосах применяют специальные тех-
нические решения — теплоизолируют насосы и трубопроводы, про-
кладывают рядом с трубопроводами обогревающие теплопроводы
(спутники), сливают при остановках перекачиваемую жидкость,
105
продувая насос и трубопроводы сухим воздухом или инертным
газом.
На открытом воздухе должны, как правило, устанавливаться
только стальные насосы. Допускается применение насосов с про-
точной частью, изготовленной из чугуна, для перекачивания воды
с температурой не ниже +3°С и других жидкостей с температу-
рой не ниже —15 °C. В этом случае должны быть обеспечены ус-
ловия, предотвращающие уменьшение температуры жидкости в на-
сосе ниже указанного предела в период остановки.
В районах с умеренным и холодным климатом * не допускается
установка в открытых насосных насосов из неметаллических мате-
риалов (керамики, пластмассы, резины, ферросилида).
8	ы	а г 15 мм
Рис; IV. 6. Схема обвязки насоса, расположенного в открытой насосной, вспо-
могательными трубопроводами:
/ — запорный вентиль; 2—продувочный вентиль; 5—фундамент под насосы; 4—насосы;
5 — навес; <5 — боковой щит; 7 —воронка для контроля протока; 8 — дренажный бак; 9—люк;
/ — вспомогательный трубопровод; //—теплопровод-спутник; IU — дренажный трубопровод.
Насосы и электродвигатели, размещаемые в открытых насос-
ных, следует защищать от воздействия атмосферных осадков. Их
необходимо устанавливать под специальными навесами. Площадку,
на которой размещаются насосы, ограждают разборными или пе-
редвижными щитами по всему периметру или, по крайней мере, со
стороны преобладающего направления ветров. Для безопасной ра-
боты насосной в верхней и нижней частях ограждений предусмат-
риваются проемы, обеспечивающие естественную вентиляцию.
Уровень площадки, на которой устанавливаются насосы, должен
быть выше прилегающей территории не менее чем на 100 мм. Для
предотвращения образования льда полы насосных обогреваются.
Для отвода возможных утечек площадка оборудуется специаль-
ными канавками и незамерзающей дренажной системой со специ-
альной емкостью.
* В соответствии с ГОСТ 15150—69 к районам с умеренным климатом отно-
сятся местности, где средняя из ежегодных абсолютных максимумов температура
воздуха равна или ниже 4-40 °C, а средняя из ежегодных абсолютных минимумов
температура воздуха равна или выше —45 °C. К районам с холодным климатом
относятся те, в которых средняя из ежегодных абсолютных минимумов темпе-
ратура воздуха ниже —45 °C.
106
Для охлаждения насосов могут применяться как замерзающие,
так и незамерзающие жидкости. В качестве незамерзающих жид-
костей используются антифриз, трансформаторное масло, керосин
и т. п. Незамерзающие жидкости при охлаждении насоса подаются
по замкнутому контуру, а замерзающие — на проток. Охлаждаю-
щую жидкость можно не подавать, если будет установлено, что
нормальная работа насоса обеспечивается за счет естественного
теплоотвода.
Схема обвязки насоса вспомогательными трубопроводами при-
ведена на рис. IV. 6. Дренажные и вспомогательные трубопроводы
охлаждающей и затворной жидкостей снабжаются продувочными
вентилями и укладываются с уклоном не менее 1 :50 к дренажной
системе без «мешков». Трубопроводы должны иметь устройства
Рис. IV. 7. Схема обвязки резервного
насоса.
(воронки, смотровые фонари и т. п.) для контроля протока жид-
кости.
Для прогрева и продувки насосов и трубопроводов к площад-
кам, на которых установлены насосы, подводятся пар, сжатый воз-
дух и инертный газ.
Средний и капитальный ремонты насосов в холодное время
года проводятся только в ремонтных цехах и мастерских специали-
зированными ремонтными бригадами. Поэтому в открытых насос-
ных следует предусматривать обязательное резервирование рабо-
чих насосов. В резервных насосах необходимо поддерживать тем-
пературу, близкую к температуре перекачиваемого продукта.
С этой целью организуется непрерывная циркуляция через резерв-
ный насос части продукта по схеме, изображенной на рис. IV. Т.
Если задвижки на всасывающей и нагнетательной линиях резерв-
ного насоса будут частично приоткрыты, а вентиль на байпасе
обратного клапана открыт полностью, то часть жидкости будет
циркулировать через резервный насос в направлении от линии
нагнетания к линии всасывания.
При подготовке к работе насосов, расположенных в открытых
помещениях, помимо обычных требований необходимо обеспечить
постепенность прогрева насоса продуктом во избежание теплового
удара (что особенно важно для насосов из чугуна и хромистой
стали), предварительный прогрев масла в смазываемых узлах, про-
верку легкости проворачивания вала агрегата (где это возможно),
проверку пускового тока при Предварительном кратковременном
(до 3 с) пуске, проверку протока охлаждающей и затворной жид-
костей.
107
Глава V
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ ЗАВОДА
ОСНОВНЫЕ ПОТРЕБИТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ.
ПАРАМЕТРЫ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ
Современный нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) является
крупным потребителем тепловой энергии — на переработку 1 т
нефти с использованием пара и горячей воды затрачивается
(0,83 Ч- 1,25) • 109 Дж [(0,2 4- 0,3) • 109 кал].
Пар применяется для различных технологических целей: по-
дается в ректификационные колонны для снижения температуры
кипения продуктов, в трубчатые печи — на распыл топлива, в па-
роструйные эжекторы — для создания вакуума, в нагреватели и ки-
пятильники— для подогрева продуктов. Значительное количество
пара расходуется на энергетические нужды — для привода комп-
рессоров и паровых насосов. Пар низкого давления используется
для обогрева трубопроводов и емкостей, импульсных линий и шка-
фов приборов контроля и автоматики. Периодически пар расхо-
дуется также на пропарку оборудования и противопожарные меро-
приятия.
Данные о расходе пара различными технологическими установ-
ками НПЗ приведены в табл. V. 1. Как следует из табл. V. 1, наи-
большее количество пара потребляется установками изомеризации
и газофракционирования, где пар используется в качестве тепло-
носителя в кипятильниках ректификационных колонн.
На технологических установках и в общезаводском хозяйстве
необходим пар различных параметров (давления, температуры).
Выбор параметров обусловливается особенностями технологиче-
ского процесса. Например, в колонны перегонки нефти подается
перегретый пар; для подогрева продуктов в теплообменниках при-
меняется пар, температура которого на 20—30 градусов превышает
конечную температуру нагрева продукта; для привода паровых
компрессоров на современных установках каталитического рифор-
минга используется пар давлением 3,0—3,5 МПа.
По территории завода прокладываются трубопроводы пара
трех-четырех параметров. В тех случаях, когда требуется пар с бо-
лее низкими давлением и температурой, на установках предусмат-
ривается редукционно-охладительное устройство (РОУ).
На НПЗ применяется пар следующих параметров.
1.	Пар давлением 2,5—4,0 МПа и температурой 250—435 °C
предназначается для турбинного привода компрессоров. Исполь-
108
Таблица V. Г
Расход пара технологическими установками
Установка	Расход пара различных параметров		Удельный расход, кг/т сырья
	зимний, т/ч	ГОДОВОЙ, тыс. т/год	
АТ мощностью 3 млн. т/год ....	8,3	64,7	21,6
АТ мощностью 6 млн. т/год ....	27,5	217,0	37,2
ЭЛОУ-АВТ мощностью 6 млн. т/год	36,7	285,5	47,6
Установка каталитического рифор- минга мощностью 1 млн. т/год (с приводом компрессора от па- ровой турбины) 		45,6	339,1	339,1
Установка каталитического рифор- минга мощностью 1 млн. т/год (с приводом компрессора от элек- тродвигателя) 		/ 12,1	100,4	100,4
Установка гидроочистки дизельного топлива мощностью 2 млн. т/год	11,5	90,7	53,3
Установка гидроочистки керосина мощностью 2 млн. т/год		7,1	51,4	25,7
Комбинированная установка ЛК-бу .	31,4	214,6	35,8
Установка экстракции ароматических углеводородов Л-35-10/700 ....	125,8	1006,4	1437,0
Установка газофракционирования мощностью 470 тыс. т/год ....	91,0	699,7	1470,0
Установка изомеризации мощностью 150 тыс. т/год		45,0	350,7	2338,0
зование парового привода позволяет регулировать производитель-
ность компрессора и обеспечивать его стабильную работу в усло-
виях изменяющейся характеристики транспортируемого газа.
Пар давлением 2,5—4,0 МПа служит также для нагрева неф-
тепродуктов выше 160 °C при невозможности или нецелесообраз-
ности осуществления огневого и электрического подогрева или
подогрева с применением промежуточного теплоносителя. Кроме
установок каталитического риформинга пар давлением 2,5—
4,0 МПа используется на установках алкилирования, полимери-
зации и экстракции ароматических углеводородов.
2.	Наиболее широко на НПЗ применяется пар давлением 1,0—
1,3 МПа с температурой 200—300 °C. Этот пар расходуется на
нагрев нефтепродуктов, привод насосов, обогрев трубопроводов и
резервуаров с высоковязкимй и легкозастывающими продуктами
(мазут, гудрон, битумы). Пар давлением 1,0—1,3 МПа исполь-
зуется также для паротушения. Магистральные трубопроводы
пара давлением 1,0—1,3 МПа прокладываются по всей территории
завода и подводятся практически ко всем установкам.
3.	Пар давлением 0,2—0,7 МПа с температурой 120—220 °-С
предназначается для нагрева нефтепродуктов до 60 °C, пожароту-
шения и обогрева технологических трубопроводов.
109
Кроме пара для нагрева нефтепродуктов до 60 °C, обогрева
трубопроводов и лотков используется промтеплофикационная вода
с температурным графиком 150—70 °C или 130—70 °C. Примене-
ние промтеплофикационной воды для обогрева трубопроводов бо-
лее предпочтительно, чем пара, вследствие легкости эксплуатации
водяных спутников. В настоящее время на многих НПЗ системы
обогрева трубопроводов переводятся с пара на воду.
Тепловая энергия расходуется на НПЗ также для горячего во-
доснабжения и отопления. На старых НПЗ для отопления и вен-
тиляции применялся пар низкого давления; предприятия, строив-
шиеся после 1960-х гг., имеют системы теплофикации, работающие
на горячей воде. Вода как теплоноситель имеет преимущества пе-
ред паром: более удовлетворяет гигиеническим требованиям и соз-
дает возможность осуществления централизованного качественного
регулирования отпуска теплоты. Кроме того, водяные системы
отопления и горячего водоснабжения проще присоединяются к
тепловым сетям. В качестве теплоносителя для отопления и вен-
тиляции на НПЗ используется теплофикационная вода с темпера-
турными графиками 150—70°C и 130—70°C.
ИСТОЧНИКИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Источниками тепловой энергии для Н-ПЗ являются теплоэлек-
троцентрали (ТЭЦ), котельные и установки по использованию
вторичных энергоресурсов.
Из общего количества потребляемой НПЗ тепловой энергии на
долю ТЭЦ Минэнерго приходится свыше 80%, только 5% выра-
батывается на заводских ТЭЦ, 5—7% на котельных и около 5%
за счет использования вторичных энергоресурсов.
От теплоэлектроцентралей НПЗ получают не только тепловую,
но и электрическую энергию. Реализованная на ТЭЦ схема ком-
бинированной выработки электрической и тепловой энергий значи-
тельно эффективнее так называемого раздельного метода тепло-
электроснабжения, при котором электрическая энергия вырабаты-
вается на конденсационных тепловых электростанциях, а теплота
(пар и горячая вода) — в котельных. На ТЭЦ теплота рабочего
тела (водяного пара или газов), имеющая повышенный потенциал
(высокие давление и температуру), первоначально используется
для выработки электрической энергии в турбогенераторах, а за-
тем теплота отработавшего рабочего тела, имеющая более низкий
потенциал, используется для теплоснабжения.
На современных ТЭЦ применяются прямоточные и барабан-
ные котлы высокого (10—14 МПа) и среднего (3,2—6,0 МПа)
давления с факельным и слоевым сжиганием топлива. Темпера-
тура пара в котлах ТЭЦ составляет 350—570 °C, производитель-
ность котельных агрегатов достигает 300—420 т/ч.
Параметры пара, вырабатываемого котлом, тесно связаны с
технической характеристикой применяемых турбин. Более эконо-
мичны турбины с высокими начальными давлением и температурой
пара.
ПО
На ТЭЦ в основном используются теплофикационные турбины
двух типов: конденсационные (с одним или двумя регулируемыми
отборами) и с противодавлением.
Конденсационные турбины работают по заданному электриче-
скому графику, не связанному с графиком потребления теплоты.
При отсутствии тепловой нагрузки эти турбины эксплуатируются
как конденсационные, а при колебании тепловой нагрузки, напри-
мер при уменьшении отбора пара для производственных нужд по-
требителя, изменяется количество'пропускаемого через конденса-
тор пара и, таким образом, компенсируется изменение выработки
электроэнергии, связанное с изменением отбора пара.
Турбины с противодавлением конденсаторов не имеют. Весь
пар, прошедший через турбину, направляется на нужды теплоснаб-
жения. При отсутствии тепловой нагрузки турбину с противодав-
лением не используют для выработки электроэнергии, поскольку
отработавший пар пришлось бы выбрасывать в атмосферу. Тур-
бины с противодавлением устанавливаются в тех случаях, когда
тепловая нагрузка носит относительно постоянный характер. Они
широко применяются в последнее время на ТЭЦ при нефтеперера-
батывающих заводах.
Давление регулируемого отбираемого пара рИзб равно 0,035—
0,25 и 0,5—3,3 МПа. Пар первого отбора используется для нужд
отопления и горячего водоснабжения, пар второго отбора — для
технологических нужд. Пар более высоких параметров, потребляе-
мый НПЗ, отбирается непосредственно после котла ТЭЦ и подает-
ся через редукционно-охладительные установки. Поэтому мощ-
ность котлов на заводских ТЭЦ превышает потребность турбин
в паре.
Кроме турбин в машинном цехе ТЭЦ устанавливаются конден-
саторы, регенеративные подогреватели питательной воды, деаэра-
торы, паропреобразователи и испарители, редукционно-охлади-
тельные установки (РОУ) и др.
РОУ является весьма важной составной частью заводских
ТЭЦ. С помощью РОУ обеспечивается получение на ТЭЦ пара
необходимых параметров. РОУ используются для резервирования
производственных отборов турбин, обеспечения паром пиковых по-
догревателей сетевой воды и т. д. В состав РОУ входят: дроссель-
ный клапан с автоматическим регулированием давления «после
себя»; охладительное устройство поверхностного или смеситель-
ного типа с автоматическим регулированием температуры пара
после охладителя; вспомогательные устройства автоматического
регулирования. Схема РОУ представлена на рис. V. 1.
В качестве охлаждающей используется вода из напорной ли-
нии питательных насосов котлов. Применение для этой цели сырой
воды не допускается, так как она вызывает накипеобразование
в дроссельной установке и в паропроводах.
Для большинства ТЭЦ, расположенных при НПЗ, топливом 
является мазут, который передается по трубопроводу из товарного
цеха завода. Для учета количества передаваемого топлива на
111
границе НПЗ и ТЭЦ сооружаются узлы счетчиков. Для обеспече-
ния пиковой потребности ТЭЦ в топливе при электростанциях со-
здаются склады резервного хранения топлива, которые заполняют-
ся мазутом в летний период.
В целях утилизации топливного газа на некоторых НПЗ соору-
жаются системы подачи топливного газа на ТЭЦ. Создание си-
стемы подачи газа на ТЭЦ позволяет значительно снизить потери
8
Рис. V. 1. Схема редукционно-охладительной установки:
/ — задвижка или запорный вентиль; 2 — дроссельный кллиан; 3— охладитель пара; 4 — им-
пульсный клапан; 5 —аварийный (предохранительный) клапан; 6 —задвижка; 7 —регулирую-
щий клапан; 8—игольчатый вентиль;
Z — острый пар; // — редуцированный иар; ///—охлаждающая вода; /V—дренаж.
топлива от сжигания на факеле, что не только улучшает экономи-
ческие показатели основного производства, но и снижает загрязне-
ние воздушного бассейна. В отдельных случаях расход топливного
газа, передаваемого ТЭЦ, достигает 100—150 тыс. т/год. Основное
количество газа передается ТЭЦ в летний период. Зимой, когда
задачей НПЗ является получение максимума товарного котельного
топлива, топливный газ на ТЭЦ не передается, а используется вме-
сто мазута для отопления нефтезаводских печей.
ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ
Тепловые сети НПЗ условно делятся на внешние и внутренние.
К внешним сетям относятся трубопроводы пара и горячей воды
от источника теплоты (ТЭЦ, ГРЭС) до территории завода, к внут-
ренним— трубопроводы, проложенные по территории предприя-
тия. В свою очередь внутренние сети могут быть подразделены на
межцеховые и внутрицеховые. Межцеховые сети — это магистраль-
ные трубопроводы и ответвления от магистралей к непосредствен-
ным потребителям тепловой энергии (установкам, резервуарным
паркам, общезаводским насосным, узлам оборотного водоснабже-
ния и т. д.). Внутрицеховые трубопроводы прокладывают внутри
установок и объектов общезаводского хозяйства, связывая между
собой здания и отдельные аппараты.
Н2
В зависимости от вида теплоносителя тепловые сети НПЗ де-
лятся на паровые, водяные и сети сбора и возврата конденсата.
Пар разных параметров подается от коллекторов ТЭЦ к по-
требителям по магистральным паропроводам. Диаметр магистраль-
ных паропроводов зависит от количества пара и его параметров.
Наиболее экономично располагать энергоемкие установки вблизи
ТЭЦ. При наличии только одного централизованного источника
иароснабжения предусматривается прокладка от ТЭЦ до завода не
менее двух магистральных паропроводов. При прокладке двух ли-
ний каждая из них рассчитывается на пропуск не менее 70% пара,
потребляемого заводом. Схемы паропроводов делятся на радиаль-
ные и кольцевые. Чаще всего на НПЗ сооружаются кольцевые
схемы паропроводов, обеспечивающие более надежное двухсторон-
нее пароснабжение установок.
Рис. V. 2. Примерная схема расстановки спускников и воздушников на трубо-
проводах водяных тепловых сетей:
/ — секционирующие задвижки; 2— воздушники; 3 — спускники; 4 — запорная арматура на пере*
мычке; 5—запорная арматура на ответвлении; 6 — контрольный спускник на перемычке;
/ — подающий трубопровод; // — обратный трубопровод.
В настоящее время на НПЗ технологические и тепловые трубо-
проводы прокладывают совместно на общих эстакадах, что позво-
ляет значительно сократить количество эстакад и стоимость их
сооружения. Протяженность паропровода и его конфигурация оп-
ределяются размерами занимаемой заводом территории, произво-
дительностью предприятия, а также расстоянием от энергоисточ-
ника до основных потребителей водяного пара. Способ прокладки
паропроводов оказывает существенное влияние на стоимость строи-
тельства и эксплуатации.
По рабочим параметрам трубопроводы пара и горячей воды
классифицируются на четыре категории в соответствии с «Прави-
лами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара
и горячей воды». От категории трубопровода зависит выбор ма-
териалов, арматуры, правила эксплуатации трубопроводов. Кате-
горию трубопровода определяют по максимальным рабочим пара-
метрам среды.
Для возможности опорожнения и дренажа трубопроводы про-
кладываются с уклоном. Минимальный уклон для водяных сетей
принимается равным 1 : 500. Для паровых сетей минимальный ук-
лон равен 1 :500, если уклон совпадает с направлением движения
пара, и 1 : 100, если не совпадает,
И?
Для секционирования длинных транзитных водяных магистра-
лей на отдельные участки устанавливается запорная арматура.
Секционирующие задвижки размещаются на трубопроводах Dy
100 мм на расстоянии не более 1000 м одна от другой; между
подающим и обратным трубопроводами устраивается перемычка
диаметром, равным 0,3 диаметра основного трубопровода. На пе-
ремычке предусматриваются две задвижки и контрольный вентиль
между ними (Dy — 25 мм). Секционирование водяных сетей умень-
шает потери воды при авариях.
На паровых и конденсатных сетях секционирующие задвижки
не предусматриваются.
Запорной арматурой снабжаются также водяные и паровые
сети в точках присоединения к магистралям трубопроводов ответв-
лений диаметром 100 мм и выше, а также ответвления к отдель-
ным зданиям независимо от диаметра труб.
Тепловые сети прокладываются наземным или подземным
(крайне редко) способами. При надземной прокладке трубопро-
воды укладываются на эстакадах или на отдельно стоящих опорах.
При подземном способе трубопроводы прокладываются в непро-
ходных каналах.
Для дренажа паропроводов предусматриваются пусковые и по-
стоянные дренажные устройства.
Постоянный дренаж осуществляется в нижних точках, перед
вертикальными подъемами и на прямых участках (при попутном
уклоне — через 400—500 м, при встречном уклоне — через 200—
300 м).
При постоянном дренаже паропроводов конденсат отводится
через конденсатоотводчики в сборный конденсатопровод.
При многотрубной прокладке для постоянного дренажа каж-
дого паропровода сооружается отдельный конденсатоотводчик. Не
рекомендуется устанавливать один конденсатоотводчик для не-
скольких паропроводов. Для пускового дренажа предусматривают-
ся штуцеры с запорной арматурой. Конденсат, образующийся при
прогреве паропроводов, от точек пускового дренажа выбрасы-
вается наружу. Точки пускового дренажа обычно совмещаются с
точками постоянного дренажа.
Для дренажа трубопроводов водяных тепловых сетей и кон-
денсатопроводов служат устройства для спуска воды из нижних
.точек (спускники) и устройства для выпуска воздуха из верхних
точек (воздушники). Примерная схема расстановки спускников и
воздушников на трубопроводах водяных тепловых сетей приведена
на рис. V. 2.
На ответвлениях от основных трубопроводов спускники или
воздушники — в зависимости от направления уклона — устанавли-
ваются после задвижки и только в том случае, если диаметр труб
равен 300 мм и более. Каждый спускник или воздушник снабжает-
ся вентилем или задвижкой.
Диаметр спускника должен быть таким, чтобы спуск воды из
дренируемого участка можно было осуществить не более чем за
114
5 ч. Диаметр воздушника обычно в 2—3 раза меньше Диаметра
спускника, но не меньше 15 мм.
При проектировании тепловых сетей проводятся подробные рас-
че'ты: гидравлический, на прочность и компенсацию тепловых уд-
линений. С помощью гидравлического расчета определяют диа-
метры трубопроводов, потери давления (напора), конечные пара-
метры теплоносителя.
Исходными материалами для гидравлического расчета трубо-
проводов тепловых сетей служат схема и трасса, расчетные теп-
ловые нагрузки потребителей, а также заданные начальные и ко-
нечные параметры теплоносителей.
При расчете диаметров трубопроводов исходят из суммарных
зимних часовых расходов теплоносителя. Максимальные часовые
расходы теплоты на отопление, вентиляцию и горячее, водоснаб-
жение промышленных зданий принимаются по расчетным расхо-
дам теплоты, приведенным в типовых или индивидуальных проек-
тах отдельных сооружений. Расход теплоты (в виде пара и горя-
чей воды) на технологические нужды определяется по проектам
производств.
При движении теплоносителя по трубам возникает трение на
стенках труб и в толще теплоносителя. На преодоление сил трения
затрачивается энергия, что выражается в падении давления (на-
пора) теплоносителя (линейные потери давления). Кроме линей-
ных существуют так называемые местные потери давления, кото-
рые возникают при движении теплоносителя в изгибах трубопро-
вода и в арматуре. При этом давление теряется не только
вследствие трения, но также из-за вихреобразования и удара, про-
исходящего при изменении направления или скорости движения
теплоносителя/ Суммарная потеря давления в трубопроводе скла-
дывается из линейных и местных потерь.
Величина потерь давления в трубопроводах водяных тепловых
сетей, в паропроводах и конденсатопроводах рассчитывается по
таблицам и номограммам.
Первая стадия гидравлического расчета — составление расчет-
ной схемы. Трубопроводы делят на расчетные участки, причем
расчетным является участок между двумя ответвлениями. Для
паропроводов большой протяженности с малым числом ответвле-
ний длина расчетного участка принимается равной 300—500 м,
а для трубопроводов водяных тепловых сетей и койденсатопрово-
дов она не ограничивается. Расчетная схема трубопроводов при-
ведена на рис. V. 3.	.
Сначала выполняется расчет основной магистрали, а затем от-
ветвлений. При гидравлических расчетах водяных тепловых сетей
рекомендуется принимать удельные потери давления на трение
для участков от источника теплоты до наиболее удаленного потре-
бителя не более 80 Па/м.
Для ответвлений эти потери определяются по располагаемому
перепаду давлений, но не более 300 Па/м.
115
При гидравлическом расчете паропроводов диаметром до
200 мм рекомендуется принимать максимальную скорость пара
в трубопроводах равной 50 м/с для перегретого и 35 м/с для на-
сыщенного. В паропроводах большего диаметра максимальная
скорость перегретого пара составляет 80 м/с, насыщенного —
60 м/с.
При расчете диаметра паропровода необходимо учитывать из-
менение состояния пара за счет падения давления при движении
по трубопроводу и падение температуры вследствие потерь теп-
лоты в окружающую среду. Паропроводы рассчитывают методом
последовательных приближений. Задаются средней температурой
Гис. V. 3. Расчетная схема для гидравлического расчета трубопроводов водя-
ных тепловых сетей:
А, Б, В — потребители теплоты; ТЭЦ—1, 1 — Б, 1—2, 2 — В, 2 — А — расчетные участки
и средней плотностью пара на участке и для выбранного диаметра
трубопровода определяют конечные параметры пара. Если при
этом средняя плотность пара и средняя температура на участке
отличаются от принятых предварительно, то их уточняют и вы-
полняют новый расчет. Расчет повторяется до тех пор, пока пред-
варительно принятые параметры не совпадут с расчетными. При
этих параметрах и находятся потери давления и температура пара
на участке.
Гидравлический расчет напорных конденсатопроводов выпол-
няется аналогично гидравлическому расчету водяных тепловых
сетей. При этом удельные потери давления на трение не должны
превышать 100 Па/м.
При расчете самотечных конденсатопроводов вводится попра-
вочный коэффициент, учитывающий увеличение потери давления
на трение и скорости в конденсатопроводе при транспортировке
пароводяной смеси. Коэффициент увеличения потери давления за-
висит от плотности пароводяной смеси. Плотность в свою очередь
определяется разностью давлений перед конденсатоотводчиком
(принимаемым по давлению пара у потребителя) и давлением
в конце расчетного участка трубопровода пароводяной смеси
116
(в расширительном бачке, сборном баке конденсата, в точке раз-
ветвления трубопроводов).
При проектировании и эксплуатации разветвленных водяных
тепловых сетей строят пьезометрический график. На него в опре-
деленном масштабе наносят рельеф местности, высоту присоеди-
няемых зданий, напор в сети. С помощью пьезометрического гра-
фика можно определить давление и располагаемый напор (пере-
пад давлений) в любой точке сети и абонентских системах.
Графики давлений для водяных тепловых сетей разрабаты-
ваются в двух вариантах: 1) при неработающих сетевых, но вклю-
ченных подпиточных насосах (гидростатический режим); 2) для
Напоры
Рис. V. 4. Пример построения пьезометрического графика давлений двухтрубной
водяной тепловой сети.
установившегося, движения теплоносителя, с работающими сете-
выми насосами (гидродинамический режим).
Пьезометрический график может быть построен только после
выполнения гидравлического расчета трубопроводов по рассчитан-
ным величинам падений давления на участках сети.
Первоначально составляется график для гидростатического
режима при условии заполнения системы водой с температурой
100 °C по схеме непосредственного присоединения к магистрали
всех местных систем потребителей теплоты. Статическое давление
не должно превышать допустимое давление в оборудовании источ-
ника теплоты, в водяных тепловых сетях и в системах отопления,
вентиляции и горячего водоснабжения потребителей. Если стати-
ческое давление окажется выше допустимых пределов, то следует
разделить водяные тепловые сети на независимые зоны.
Пример построения графика давлений приведен на рис. V. 4.
На оси ординат откладывают напоры в любой точке сети, напоры
насосов, профиль сети, высоты отопительных систем в метрах. На
ось абсцисс наносят длины отдельных участков сети, показывая
взаимное расположение по горизонтали потребителей теплоты.
117
Все отсчеты напоров проводят от уровня / — I, соответствующего
отметке оси сетевых насосов.
Под графиком показана принципиальная схема тепловой сети,
для которой ведут построения. Точка Л характеризует положение
источника теплоснабжения (сетевого насоса). Точка L соответ-
ствует последнему потребителю теплоты, высота отопительной си-
стемы которого равна в вертикальном масштабе отрезку LM. По-
требитель теплоты удален от источника на расстояние, равное
отрезку AL.
В точке D имеется ответвление к потребителю Е. Высота ото-
пительной системы потребителя Е характеризуется отрезком EN.
Насос в точке А создает напор в подающей магистрали //„ (напор
в обратной магистрали Нъ). Разность На — НЪ = НС называется
напором, развиваемым сетевым насосом.
Изменение напоров в подающей магистрали на графике ха-
рактеризуется наклонной линией AiLi. Разница отметок между
точками /?! и L\ соответствует потерям напора в подающем трубо-
проводе от точки А до точки L. Величина потерь напора опреде-
ляется гидравлическим расчетом и составляет в подающем трубо-
проводе Д/Д = Ян— Яц, а для обратного трубопровода харак-
теризуется линией £.2^2 и составляет ДЯ2 = Яь2 — Яв.
Изменение напоров в теплопроводах ответвления показано на
рис. V. 4 линиями DiE] и D2E2. Разность напоров в подающем и
обратном трубопроводе называется располагаемым напором
в точке сети.
Величина напора в точке К подающего трубопровода равна
Н\ = НК{ — Z, где Z— геодезическая высота трубопровода в точ-
ке К.
Напор в обратном трубопроводе:	(
h2 = hK2-z
Располагаемый напор в точке /С:
ДЯК = Н} — Н2 = И — н
Располагаемый напор в точке L равен ДНЬ = WLI — HL2. Из-
менение напоров в трубопроводах, показанных линиями AjLi —
L2As, соответствует динамическому режиму работы системы тепло-
снабжения, т. е. при работающем сетевом насосе и давлении теп-
лоносителя.
При остановке сетевого насоса и прекращении циркуляции теп-
лоносителя напоры в обеих магистралях уравниваются. Линия
статического давления показана штриховой горизонтальной ли-
нией.
В отопительных абонентских системах допускаемый напор об-
ратной магистрали не должен превышать 60 м; в подающей маги-
страли он может быть выше 60 м, поскольку величину напора
можно снизить дросселированием.
Для предупреждения вскипания воды напор в подающей маги-
страли не должен быть ниже статического напора, т. е. пьезоме-
118
трический график подающей магистрали не должен пересекать
линию статического напора.
Минимальное значение напора перед сетевыми насосами
должно быть не менее 5—10 м, что обеспечивается подпиточным
насосом.
Напор в местных системах потребителей не должен быть ниже
статического напора этих систем (статический напор равен вы-
соте системы). В противном случае возможно опорожнение верх-
ней части систем и засасывание воздуха. В точках присоединения
потребителей располагаемые напоры должны соответствовать по-
терям напора в местных системах.
Знание величин напоров и их распределения по сети позволяет
правильно выбрать схему присоединения потребителей теплоты.
СБОР, ОЧИСТКА И ВОЗВРАТ КОНДЕНСАТА
На большинстве нефтеперерабатывающих заводов созданы и
эксплуатируются системы сбора, очистки и возврата парового кон-
денсата в источники пароснабжения (ТЭЦ или котельные). Воз-
врат конденсата колеблется в пределах 12—55% от количества
потребляемого пара. Наибольший возврат конденсата характерен
для предприятий, получающих пар от ТЭЦ Минэнерго. На пред-
приятиях, имеющих собственные котельные и ТЭЦ, возврат кон-
денсата незначителен. Увеличение процента возврата конденсата,
создание рационально организованной системы его сбора, очистки
и возврата позволяет добиться значительной экономии тепловой
энергии.
При оценке экономической целесообразности сбора и возврата
конденсата следует также учитывать, что взамен конденсата, не
возвращенного потребителем, к питательной воде котлов ТЭЦ
должно быть добавлено такое же количество свежей воды. Све-
жая вода должна быть предварительно очищена от механических
примесей, а затем умягчена, причем для приготовления этой воды
необходима более дорогостоящая очистка, чем для конденсата.
Все это ложится дополнительными накладными расходами на се-
бестоимость выработки пара. Кроме того, высокий уровень воз-
врата конденсата свидетельствует о хорошо поставленной на пред-
приятии работе по борьбе с пролетным паром и другими видами
потерь тепловой энергии.	.
В состав системы сбора, очистки и возврата конденсата входят:
узлы сбора конденсата у потребителя; трубопроводы, транспорти-
рующие конденсат от потребителя к конденсатным станциям; кон-
денсатные станции (районные и центральные) с блоками очистки
конденсата; трубопроводы, транспортирующие конденсат к источ-
никам пароснабжения.
Схемы сбора конденсата подразделяются на открытые и закры-
тые. В открытых схемах конденсатные баки сообщаются с атмо-
сферой, и давление в них равно атмосферному, а в закрытых кон-
денсатные баки и вся присоединяемая к ним конденсатная система
119
находятся под избыточным давлением. В отдельных случаях кон-
денсатная система может быть смешанной, т. е. одна часть конден-
сатосборников работает по открытой, а другая по закрытой схеме.
В открытых схемах происходит соприкосновение конденсата
с воздухом, насыщение его кислородом и вследствие этого разви-
тие коррозионных процессов в трубопроводах и оборудовании. За-
крытые системы — более дорогие и сложные, однако, благодаря
тому, что они изолированы от атмосферы, срок службы трубопро-
водов и оборудования в этих системах значительно больше.
Нормативными материалами рекомендуется предусматривать
закрытые системы сбора и возврата конденсата. Избыточное дав-
ление в сборных баках должно быть не менее 5 кПа (0,05 кгс/см2).
Открытые системы сбора и возврата конденсата допускаются при
возврате конденсата менее 10 т/ч и расстоянии до источника теп-
лоты до 0,5 км.
Сбор конденсата. Нагрев нефтепродукта паром проводится
либо при непосредственном контактировании, либо с помощью
нагревательных приборов, когда теплота передается через стенку.
В первом случае пар, отдав часть теплоты, выходит из аппарата
или конденсируется в нем и смешивается с нефтепродуктом. Во
втором случае пар конденсируется в теплообменнике полностью
и конденсат непрерывно отводится.
Процесс конденсации происходит при постоянной температуре,
строго соответствующей давлению пара, поддерживаемому в ап-
парате. Очень важно, чтобы при отводе конденсата вместе с ним
не удалялся несконденсировавшийся пар, так как это приводит
к потерям тегуюты.
Отвод конденсата из теплопотребляющих аппаратов дости-
гается при помощи специальных устройств — конденсатоотводчи-
ков. Существуют различные типы конденсатоотводчиков. Простей-
шим конденсатоотводчиком является сборник конденсата, обору-
дованный указателем и автоматическим регулятором уровня.
Описание различных типов конденсатоотводчиков дается в спе-
циальной литературе. Ниже рассматриваются лишь наиболее ча-
сто применяемые на НПЗ конденсатоотводчики термодинамиче-
ского типа (рис. V. 5).
Принцип действия термодинамического конденсатоотводчика
основан на использовании кинетической энергии пара за счет по-
нижения статического давления при увеличении скорости пара.
При поступлении в конденсатоотводчик пара с конденсатом или
чистого конденсата под действием рабочего давления тарелка от-
ходит от седла и открывает выходное отверстие корпуса. Скорость
пара в щели между тарелкой и седлом в момент поступления пара
значительно выше скорости конденсата, и под тарелкой образуется
пониженное давление. В результате этого тарелка прижимается
к седлу. Кроме того, пар проникает в камеру над тарелкой, созда-
вая в ней дополнительное давление, прижимающее тарелку
к седлу. Таким образом, отсекается выходное отверстие. При по-
нижении температуры в камере над тарелкой, что может произойти
120
Рис. V. 5. Конденсатоотводчик термодинамического типа:
/ — корпус; 2—седл°: 3—тарелка.
Конденсат
Рис. V. 6. Расширитель конденсата:
/ — штуцеры для преДохранительного клапана: 2—муфта для манометра; 3—муфта Для термометра: 4—штуцер для указа*
теля уровня; 5—штУДер для регулятора уровня.
вследствие поступления конденсата или охлаждения снаружи, дав-
ление падает, и тарелка снова поднимается. Конденсат свободно
вытекает до тех пор, пока вновь не пойдет пар и не произойдет
закрытие конденсатоотводчика. Закрытие конденсатоотводчика со-
провождается мягким ударом тарелки по седлу. При нормальной
работе конденсатоотводчика наблюдается легкое постукивание —
ориентировочно с частотой от 2 до 6 ударов в 1 мин.
Применение термодинамических конденсатоотводчиков пока-
зало, что потеря пролетного пара в них вместе с конденсатом зна-
чительно меньше, чем, например, в конденсатоотводчиках поплав-
кового типа.
Технические характеристики термодинамических конденсатоот-
водчиков, выпускаемых отечественными арматурными заводами,
даны в табл. V. 3.
Таблица V.3
Технические характеристики термодинамических
конденсатоотводчиков
		Тип конденсатоотводчика				
Показатель	45ч12нж	45ч15нж	45с13нж _	45с16нж	45с21нж	45с22нж
	муфтовый	муфтовый с обводом	с концами иод приварку	штуцер- ный	фланце- вый	фланце- вый
Условное давление, МПа (кгс/см2) . . Допустимая темпе- ратура, °C ... . Коэффициент макси- мальной пропуск- ной способности по холодной . воде ^КмакспРи диамет- рах Dy, т/ч: 10 мм	 15 мм	 20 мм	 25 мм	 32 мм ..... 40 мм ; . . . . 50 мм .....	1,6 (16) 200 0,8 1,0 1,25 1,6 2,0 2,5	1,6 (16) 200 0,8 1,0 1,25 1,6 2,0 2,5	4,0 (40) 225 0,6 0,8 1,0 1,2 1,6 2,0 2,5	4,0 (40) 225 0,6 0,8 1,0 1,2 1,6	6,4 (64) 250 2,0 2,5	10,0 (100) 300 0,6 0,8 1,0 1,25 1,6 2,0 2,5
Производительность конденсатоотводчика GK (в т/ч) опреде-
ляется по формулам:
при /к//н = 0,85 -т- 1,0
GK — (l,6-i-l,9) Kv макс д/Лрр*
122
при/к/^н ^ 0,85
GK = 3,15/<lZMaKC^/App/
где Kv макс — коэффициент максимальной пропускной способности
по холодной воде, т/ч (см. табл. V. 3); pz — плотность конденсата
при температуре ца входе, кг/м3; Др — перепад давлений среды
на конденсатоотводчике, МПа; tK — температура конденсата на
входе, °C; /н— температура насыщения при давлении на входе, °C,
Термодинамические конденсатоотводчики следует устанавли-
вать в горизонтальном положении крышкой вверх.
Перед конденсатоотводчиком монтируется продувочный вен-
тиль, через который периодически осуществляют продувку, если
конденсат загрязнен механическими примесями.
Во всех случаях, когда теплопотребляющий аппарат не допу-
скает перебоев в снабжении паром, конденсатоотводчики снаб-
жаются обводной линией для возможности их ремонта и замены.
Если технологическая установка потребляет пар различных па-
раметров, после конденсатоотводчика пара большего давления
устанавливается расширитель конденсата (рис. V.6). Пар вторич-
ного вскипания выводится из расширителя в паропровод меньшего
давления.
Поскольку из-за неисправности технологического оборудования
в конденсат могут попадать нефтепродукты, необходим тщатель-
ный контроль качества конденсата, позволяющий быстро опреде-
лять, какой из потребителей пара является источником загрязне-
ния. В местах возможного попадания нефтепродукта в конденсат
организуют отбор проб с установкой специального холодильника.
Конденсатоотводчики и пробоотборники располагают таким
образом, чтобы создать удобства для проведения ремонта и об-
служивания. Недопустимо размещать их в приямках, лотках и
других заглубленных местах. Конденсатные линии прокладывают-
ся по эстакадам совместно с технологическими трубопроводами
или самостоятельно; в низких точках конденсатопровода необхо-
димо предусматривать спускные вентили для слива конденсата.
Теплоту конденсата целесообразно использовать для подогрева
технологических продуктов на установках, химочищенной воды
для котлов-утилизаторов, обогрева насосов, емкостей и продукто-
проводов. Совместная прокладка конденсатопровода и технологи-
ческих трубопроводов позволяет использовать его в качестве теп-
лоспутника.
Транспортирование конденсата от потребителя на конденсатные
станции. Собранный у потребителей пара конденсат поступает на
автоматизированные районные конденсатные станции (подстан-
ции), а отсюда — на центральную отстойную станцию. К отстой-
ной , станции подходит несколько трубопроводов. По каждому из
трубопроводов передается конденсат от группы сходных по тех-
нологии переработки нефти установок, потребляющих пар одних
и тех же параметров и загрязняющих конденсат аналогичными
123
нефтепродуктами. На НПЗ могут быть выделены следующие
группы установок, объединяемых одним конденсатопроводом:
1) установки первичной перегонки; 2) газовые установки (газо-
фракциопирование, алкилирование); 3) установки производства
масел; 4) установки гидроочистки и т. и.
Такое решение позволяет быстро найти аппаратуру, из-за не-
исправности которой происходит загрязнение конденсата, пред-
отвращает образование стойких эмульсий за счет смешения нефте-
продуктов различного типа, снижает вероятность того, что конден-
Рис. V.7. Схема автоматизированной районной конденсатной станции:
1 — гидрозатвор; 2 — емкость конденсата; 3— воздушный холодильник; 4 — конденсатные насосы;
1 — конденсат от потребителей; // — конденсат на центральную отстойную станцию; ///—пар
вторичного вскипания; IV—конденсат пара вторичного вскипания.
сат после очистки будет содержать повышенное количество нефте-
продуктов.
Автоматизированные районные конденсатные станции. Район-
ные конденсатные станции (подстанции) предназначаются для
сбора конденсата от группы близлежащих потребителей и пере-
качки его на центральную конденсатную станцию. Схема район-
ной конденсатной станции приведена на рис. V. 7.
Конденсатный бак герметически закрыт. Избыточное давление
в нем поддерживается за счет пара вторичного вскипания и состав-
ляет 5—20 кПа (0,05—0,2 кгс/см2). Пар вторичного вскипания по-
ступает в воздушный (или водяной) холодильник, где конденси-
руется; конденсат стекает в бак. Высота установки холодильника
определяется гидравлическим сопротивлением подводящих и от-
водящих трубопроводов и холодильника. Откачивание конденсата
на центральную отстойную станцию осуществляется насосами при
124
постоянном уровне в конденсатных баках. Уровень поддерживается
автоматически. Для защиты от повышения давления и от перепол-
нения конденсатные баки оборудуются гидрозатворами.
При автоматизированном откачивании конденсата рабочий
объем конденсатных баков принимается равным не менее чем1
15-минутному поступлению конденсата. При круглогодичной ра-
боте должно быть не менее двух баков, при сезонной работе до-
пускается установка одного бака.
Снаружи конденсатные баки теплоизолируются, изнутри по-
крываются антикоррозионным покрытием. Система сбора конден-
сата должна допускать отключение бака без нарушения нормаль-
ной эксплуатации теплоиспользующих установок. На конденсатной
станции следует устанавливать не менее двух насосов.
Количество районных конденсатных станций выбирается в за-
висимости от величины и рельефа заводской площадки. Как пра-
вило, на крупных НПЗ число их достигает 5—10. Самостоятельные
конденсатные станции сооружаются на удаленных от заводской
территории площадках — товарной базе сжиженного газа и др.
Центральные конденсатные станции и очистка конденсата.
Конденсат, поступающий от потребителей, загрязнен нефтепродук-
тами, смазочными маслами и реагентами, применяемыми на
установках при проведении различных технологических процессов.
Производственные же конденсаты, возвращаемые электростан-
циям потребителями пара, должны удовлетворять следующим
нормам: общая жесткость — не более 0,05 мг-экв/кг; содержание
масла — не более 10 мг/кг; кремниевая кислота — не более
0,15 мг/кг SiO3; продукты коррозии стали — не более 0,5 мг/кг
в пересчете на Fe.
Содержание нефтепродуктов в конденсате, собираемом на
НПЗ, может быть довольно высоким — порядка 200 мг/кг. Такой
конденсат подвергается очистке от нефтепродуктов (как правило,
методом отстаивания). В случае нецелесообразности очистки кон-
денсата из-за повышенного содержания нефтепродуктов (более
200 мг/кг) конденсат поступает в канализационный коллектор и
после охлаждения до 40 °C сбрасывается в канализацию.
Схема станции централизованного отстоя конденсата (ЦОК)
приведена на рис. V. 8. Время отстоя конденсата с газовых уста-
новок и установок по переработке легких нефтепродуктов (катали-
тического риформинга, изомеризации) составляет 2—3 ч, с уста-
новок топливно-масляного профиля — 5—8 ч.
От каждой из районных конденсатных станций до ЦОК кон-
денсат передается по самостоятельным трубопроводам.
Отстой конденсата происходит в резервуарах-отстойниках, по-
лезный объем которых выбирается исходя из времени отстоя кон-
денсата и производительности станции.
Внутреннее, устройство резервуара обеспечивает спокойный
подвод замасленного конденсата без разбрызгивания и раздель-
ный отвод нефтепродуктов и отстоявшегося конденсата.
125
Рис. V. 8. Схема станции централизованного отстоя конденсата:
Е-1 — резервуары-отстойники конденсата; Е-2— резервуары чистого конденсата; Е-3 — емкость
для сбора некондиционных нефтепродуктов; Я-/—насосы для откачки конденсата; Я-2—насос
для откачивания уловленного нефтепродукта;
I—конденсат от потребителей; II— очищенный конденсат на ТЭЦ; III — уловленный нефте-
продукт на очистные сооружения; IV — сброс некондиционного конденсата; V—возврат кон-
денсата на повторный отстой; VI — отбор проб; VII— перелив.
По специальной трубе конденсат поднимается в сливное ко-
рыто, расположенное по периметру резервуара, и через кромку
корыта переливается в основной объем резервуара.
Крупные капли масла всплывают на поверхность и собираются
в специальное корыто для нефтепродуктов, которое находится
выше сливного корыта, и затем по отдельной трубе масло само-
теком отводится в емкость для сбора нефтепродуктов.
Отстоявшийся конденсат из нижней части резервуаров по двум
трубам поднимается в третье корыто (для чистого конденсата),
из которого отводится также по самостоятельной трубе. Из от-
стойников конденсат поступает в резервуары для чистого конден-
сата. Откачивание конденсата на электростанцию осуществляется
при постоянном уровне в этих резервуарах. Если в результате
анализа установлено, что конденсат в чистых резервуарах не со-
ответствует нормам, его следует направить на повторный отстой.
Для приема производственных конденсатов с нефтеперераба-
тывающего завода на ТЭЦ предусматриваются баки с общим
объемом, равным максимальному возврату конденсата за 2 ч.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ
Современный НПЗ обладает большими резервами вторичных
энергетических ресурсов. Подсчитано, что при более полном их
использовании можно было бы обеспечить предприятие тепловой
энергией на 70—80%. Однако, как указывалось выше, вторичными
энергоресурсами покрывается в настоящее время только 5—7%
потребности НПЗ в тепловой энергии.
Основными источниками вторичных энергоресурсов (ВЭР) яв-
ляются: 1) дымовые газы трубчатых печей; -2) горячие потоки
жидких и газообразных нефтепродуктов, теплота которых не ис-
пользуется в технологическом цикле, а отводится в холодильниках
воздухом или водой; 3) конденсат водяного пара, возвращаемой
от технологических потребителей, и отработанный пар.
Средняя температура дымовых газов за трубчатыми печами
при коэффициенте избытка воздуха 1,3—1,5 составляет приблизи-'
тельно 400 °C. Количество дымовых газов в расчете на 1 ГДж
теплопроизводительности печи составляет 600—620 м3 (2500—
2600 м3/Гкал)*. Если учесть, что энтальпия дымовых газов при
температуре 400°C в среднем равна 585 кДж/м3 (140 ккал/м3),
то нетрудно установить, что количество теплоты, уносимой с ды-
мовыми газами, составит 0,35—0,36 ГДж (25—30% теплоты, вы-
деляемой при сгорании топлива).
Особенность дымовых газов как источника ВЭР прежде всего
состоит в том, что для получения единицы вырабатываемого пара
необходимо использовать большие объемы газов.
* Здесь и ниже объемы газов пересчитаны на нормальные условия.
127
Другая особенность — высокая коррозионная активность ды-
мовых газов (особенно, полученных при сжигании сернистых топ-
лив) .
Для утилизации теплоты дымовых газов сооружаются воздухо-
подогреватели или котлы-утилизаторы.
Преимуществами воздухоподогревателей являются простота их
конструкции, безопасность эксплуатации и отсутствие необходи-
мости устанавливать дополнительное оборудование (деаэраторы,
насосы, теплообменники). Подача горячего воздуха позволяет
уменьшить удельный расход прямого топлива в печных агрегатах,
способствует улучшению процесса горения в них (особенно при
использовании тяжелого жидкого топлива).
Установка воздухоподогревателей, использующих теплоту от-
ходящих дымовых газов, позволяет повысить к. п. д. печи на 10—
15%.
Однако воздухоподогреватели при действующих ценах на то-
пливо менее экономичны, чем котлы-утилизаторы. Стоимость сэко-
номленного топлива (при использовании воздухоподогревателей)
составляет 0,25—0,5 руб./ГДж, а выработка пара с применением
котлов-утилизаторов позволяет экономить пар, поступающий с ТЭЦ
по цене 1 —1,2 руб./ГДж.
Существуют различные конструкции воздухоподогревателей:
1)	трубчатые рекуперативные воздухоподогреватели (ВТР),
работающие с рециркуляцией части горячего воздуха (разрабо-
таны ВНИИНефтемашем);
2)	стальные трубчатые воздухоподогреватели с предвари-
тельным подогревом воздуха в калориферах (сконструированы
ВНИПИНефтью);
3)	чугунные воздухоподогреватели (ВПЧР) из ребристых и
ребристо-зубчатых труб (разработаны Союзнефтеавтоматикой).
Опыт эксплуатации показал, что при сжигании высокосерни-
стого топлива воздухоподогреватели выходят из строя через не-
сколько месяцев работы из-за интенсивной сернокислотной кор-
розии. Для предотвращения коррозии необходимо поддерживать
повышенную температуру стенок в холодной части воздухоподо-
гревателя на 10—15 градусов выше точки росы дымовых газов.
В котлах-утилизаторах теплота дымовых газов используется
для получения водяного пара. Конструктивно котлы-утилизаторы
могут быть выполнены встроенными в трубчатые печи и вынос-
ными (отдельно стоящими).
Достоинствами встроенных змеевиковых котлов, размещаемых
в камере конвекции трубчатых печей, являются простота кон-
струкции отводящих газоходов, уменьшение площади застройки,
возможность отказаться от установки дымососов. Однако скорость
движения дымовых газов и, следовательно, коэффициент теплопе-
редачи в конвекционной камере печи ниже, чем в отдельном стан-
дартном котле-утилизаторе. Поэтому требуемая для одинакового
съема теплоты поверхность теплообмена у встроенного котла-ути-
лизатора змеевикового типа больше, чем у стандартного котла.
128
Размещение в камере конвекции значительной теплообменной по-
верхности (до 100 м2 на каждый 1 ГДж/ч утилизируемой теплоты)
вызывает увеличение размеров печи.
Отечественной промышленностью выпускаются котлы-утилиза-
торы типа КУ (КУ-40-1, КУ-60-2, КУ-80-3 и др.). Технические ха-
рактеристики их приведены в табл. V. 4.
Таблица V. 4
Технические характеристики котлов-утилизаторов
пакетно-конвективного типа Белгородского котлостроительного завода
Тип котла
Показатель
КУ-60-2
КУ-80-3
КУ-100-1	КУ-125	КУ-150
Паропроизводи-
тельность, т/ч .
Давление пара за
запорной за-
движкой, МПа
(кгс/см2) . . . .
Температура пе-
регретого пара,
°C..............
Номинальный рас-
ход газов,
тыс. м3/ч . .. .
13,0
4
4,5
(45)
390
40
19,9
1,8
(18)
336
60
19,0
4,5
(45)
391
60
26,9
1,8
(18)
358
80
25,8
4,5
(45)
385
80
33,9
1,8
(18)
360
100
32,6
4,5
(45)
382
100
42,4 40,8 50,5
1,8	4,5	4,5
(18) (45) (18)
365 385 393
125	125 150
Примеч ан и е. Начальная температура газов 850 °C.
Белгородским котлостроительным заводом изготавливаются
также котлы-утилизаторы газотрубного типа (табл. V. 5). На ком-
бинированной установке ЛК-бу применены котлы-утилизаторы,
встроенные в газоходы печей.
При решении вопроса о необходимости организации утилиза-
ции теплоты дымовых газов необходимо руководствоваться эконо-
мическими соображениями. Установлено, что утилизацию теплоты
следует применять для печей тепловой производительностью свыше
25 ГДж/ч (6 Гкал/ч). Эта же граница определена и в нормах тех-
нологического проектирования.
На основании имеющегося опыта рекомендуются следующие
схемы рационального использования теплоты дымовых газов:
1)	при температуре газов выше 500 °C нужно применять котлы-
утилизаторы;
2)	если количество дымовых газов превышает 40 тыс.' м3/ч, то
для выработки пара лучше применять котлы-утилизаторы с при-
нудительной циркуляцией (при меньшем количестве дымовых га-
зор применяют котлы-утилизаторы с естественной циркуляцией);
3)	для утилизации теплоты дымовых газов с температурой на
5 Зак, 768	129
3,2 3,1
7,9 4,7
8,6 14,8 20,0 31,0 5,0
4,0 6,6
Паропроизводи-
тельность, т/ч .
Давление пара за
запорной за-
движкой, МПа
(кге/см2) . . . .
Температура пере-
гретого пара. °C
Номинальный рас-
ход газов, тыс.
м3/ч............
Начальная темпе-
ратура газов.
°C .............
1,4 1,4
(14) (14)
НП 240
16	16
600 600
8,1
1,4
(14)
НП
40
600
1,4
(14)
260
40
600
1,4 1,4
(14) (14)
НП НП
8	15
1200 1200
1,4
(14)
НП
25
1200
1,4
(14)
НП
35
1200
1,4 0,8
(14) (8)
НП НП
1,4 1,4
(14) (14)
НП НП
50 25
1200 850
40 60
400 400
Примечав и"е НП — насыщенный пар.
выходе из печи ниже 500 °C рекомендуется применять воздухопо-
догреватели;
4)	наибольший экономический эффект достигается при наличии
двухагрегатной установки, состоящей из котла-утилизатора и воз-
духоподогревателя.
Технологические схемы большинства установок по переработке
нефти предусматривают утилизацию теплоты за счет регенератив-
ного подогрева более холодных нефтепродуктов горячими пото-
ками. Однако степень утилизации при этом не слишком велика.
Подсчитано, что потери теплоты при охлаждении нефтепродуктов
водой или воздухом на НПЗ достигают 60%.
На ряде установок (атмосферно-вакуумной перегонки, замед-
ленного коксования, каталитического крекинга, пиролиза) имеются
технологические потоки, теплота которых может быть использо-
вана для получения пара и горячей воды. При составлении схемы
утилизации теплоты необходимо добиваться максимального ис-
пользования температурного потенциала горячих потоков, исполь-
зуя максимум теплоты для получения пара давлением 1,0—
1,2 МПа, а остальное количество теплоты снимать для получения
пара более низких давлений и горячей воды.
Выработка пара на основе утилизации теплоты горячих нефте-
продуктов предусмотрена, в частности, проектом установки замед-
ленного коксования типа 21-10/5М. На установках ЭЛОУ-АВТ-6
130
и каталитического крекинга теплота охлаждаемых нефтепродуктов
используется для подогрева питательной воды котлов-утилизаторов
и воды для обогрева резервуаров и спутников технологических тру-
бопроводов (воды промтёплофикации).
Для получения пара при охлаждении горячих нефтепро-
дуктов применяются испарители с паровым пространством по
ГОСТ 14248—69.
Схема получения пара в испарителях с паровым пространством
применена на установке гидроочистки дизельного топлива мощ-
ностью 2 млн. т/год (рис. V. 9).
Газопродуктовая смесь поступает в испаритель с паровым про-
странством, и при ее охлаждении от 238 до 180 °C снимается
16 ГДж/ч (3,8 Гкал/ч). За счет этого количества теплоты в ис-
парителе вырабатывается насыщенный пар давлением 0,5 МПа.
В испарителе перед выходным штуцером устанавливается
сетка, являющаяся сепарационным устройством для снижения
влажности пара.
Питание испарителя осуществляется конденсатом, собираемым
на установке. Конденсат поступает в емкость, из которой насосами
подается в испаритель с паровым пространством. В период пуска
к емкости конденсата подводится химочищенная вода. Емкость
изолирована от атмосферы гидрозатвором. За счет вскипания кон-
денсата в емкости образуется паровая подушка с небольшим из-
быточным давлением, равным 0,02 МПа (0,2 кгс/см2). Пар вторич-
ного вскипания поступает в воздушный холодильник, где конден-
сируется; образовавшийся конденсат стекает в емкость.
Насыщенный пар из испарителя подается в подогреватель рас-
твора моноэтаноламина (МЭА). Недостающее количество пара
поступает со стороны.
Поскольку технологическими условиями ограничивается темпе-
ратура пара, используемого в подогревателе раствора МЭА, пар
со стороны охлаждается в холодильнике. Охлаждение пара осу-
ществляется частичным пропуском конденсата, направляющегося
в испаритель.
Температура пара перед подогревателем раствора МЭА регу-
лируется автоматически по расходу конденсата в байпасной линии
холодильника пара.
В испарителе с паровым пространством предусмотрена линия
непрерывной продувки и линия аварийного слива на случай пере-
полнения. Эти сбросы воды перед сливом в канализацию охла-
ждаются оборотной водой. Для контроля за качеством конденсата
в испарителе предусматривается отбор проб из линии непрерывной
продувки. В период пуска подогреватель раствора МЭА работает
на паре, подводимом от внешнего источника.
На НПЗ следует также использовать теплоту отходящего кон-
денсата. Известно, что из общего количества тепловой энергии, по-
требляемой НПЗ, свыше 30% поставляет пар. Большинство потре-
бителей пара использует только теплоту конденсации и выдает кон-
денсат с температурой насыщенного пара. На установках теплота
б*	131
Рис. V.9. Схема получения пара за счет теплоты горячих нефтепродуктов
с использованием испарителя с паровым пространством:
У —подогреватель; 2 — сборник конденсата; 3 — воздушный холодильник; 4 —емкость конден-
сата. 5 —гидрозатвор; 6 — испаритель с паровым пространством; 7—холодильник непрерывной
продувки; 8 — холодильник пара; 5 —холодильник отбора проб; /0—конденсатные насосы;
I— Пар из внешнего источника; II— пар, полученный за счет утилизации теплоты; III— кон-
денсат от подогревателя; IV —конденсат от других потребителей; V — химочищенная вода на
период пуска; VI — пар вторичного вскипания; VII— конденсат пара вторичного вскипания;
VIII — сброс в атмосферу; IX— сброс в канализацию; X — конденсат к насосам; X/ —напор-
ный конденсат; X// —линия непрерывной продувки; X/// —аварийный слив; XIV — газопро-
дуктовая смесь; XV — оборотная вода-
конденсата может применяться для подогрева химочищенной воды,
нефтепродуктов и воды системы промтеплофикации. Охлаждение
конденсата, образующегося у крупных технологических потребите-
лей, целесообразно проводить в теплообменниках Для подогрева
технологических продуктов. Так, на установке экстракции аромати-
ческих углеводородов Л-35-10/700, которая потребляет около 120 т/ч
пара, теплота конденсата, составляющая 29,4 ГДж/ч (7 Гкал/ч),
используется для подогрева рисайкла. Благодаря этому потреб-
ление пара на установке снизилось на 11%. На менее энергоемких
установках конденсат водяного пара чаще всего охлаждают обо-
ротной водой или в воздушных холодильниках, поскольку эти уста-
новки, как правило, располагают более высокопотенциальной теп-
лотой (горячие нефтепродукты) для нагрева технологических по-
токов.
Конденсатом водяного пара также обогревают технологические
трубопроводы, насосы и аппараты.
Отработанный пар применяется для подогрева питательной
воды котлов-утилизаторов и выработки промтеплофикационной
воды. В некоторых случаях острый пар может быть заменен отра-
ботанным. Так, на Грозненском НПЗ нагрев воды для промывки
отработанного щелочцого нефтепродукта осуществляют отработан-
ным паром и конденсатом (вместо применявшегося ранее острого
пара).
Глава VI
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЗАВОДА
ОСОБЕННОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ.
ПОТРЕБИТЕЛИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
И ЕЕ ИСТОЧНИКИ
Суммарная установленная мощность электроприемников на совре-
менном нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ) составляет 200—
300 МВт. Потребляемая электрическая мощность завода, перера-
батывающего от 6 до 12 млн. тонн нефти в год, достигает 120—
250 МВт. Потребителями электроэнергии являются электроприем-
ники технологических установок, блоков оборотного водоснабже-
ния и объектов общезаводского хозяйства (насосных, компрессор-
ных, ремонтно-механических баз, лабораторий, административных
блоков и т. д.). На отдельных установках и объектах завода элек-
троэнергия потребляется в основном силовыми электроприемни-
ками, применяется для освещения и расходуется на технологиче-
ские нужды.
К силовым электроприемникам относятся электродвигатели
привода насосов, компрессоров, вентиляторов, трубопроводной ар-
матуры, грузоподъемных и прочих механизмов.
Системы электроснабжения НПЗ имеют ряд особенностей, ко-
торые необходимо учитывать при их проектировании, сооружении и
эксплуатации. Для нефтеперерабатывающих заводов характерны
большие сосредоточенные нагрузки, достигающие на отдельных
технологических установках нескольких тысяч киловатт. Например,
установленная мощность комбинированной технологической уста-
новки ЛК-бу равна 15—20 МВт. Когда подобного рода потребители
расположены на значительном удалении от теплоэлектроцентрали
(ТЭЦ), приходится сооружать главные понизительные подстанции
(ГПП) глубокого ввода на напряжение НО—35/6—10 кВ. Суммар-
ная мощность электродвигателей на напряжение 6—10 кВ на НПЗ
достигает 60—70% от общей мощности электроприемников пред-
приятия. Для питания этих электродвигателей необходимы мощ-
ные распределительные устройства на напряжение 6—10 кВ.
Вследствие выделения различных газообразных и пылевидных
отходов производства атмосфера в районе расположения нефте-
перерабатывающих заводов загрязнена химическими веществами,
вредно действующими на изоляцию электрооборудования. Поэтому
для обеспечения нормальной работы открытых трансформаторных
подстанций и воздушных линий электропередачи вблизи и на пло-
щадке завода необходимо применять электрооборудование с уси-
ленной изоляцией.
134
Большинство технологических установок НПЗ взрывоопасно.
Трансформаторные подстанции, распределительные устройства и
другие электропомещения располагаются на территории завода и
отдельных технологических установок и, как правило, пристраи-
ваются к взрывоопасным помещениям этих установок, поскольку
их невозможно разместить в отдельно стоящих зданиях из-за боль-
шой плотности застройки территории завода. Для обеспечения
взрывобезопасности электропомещений необходимы дополнитель-
ные мероприятия: устройство принудительной напорной вентиля-
ции, поднятие уровня полов и др.
По степени надежности электроснабжения все электроприем-
ники НПЗ подразделяются, согласно действующим «Правилам ус-
тройства электроустановок (ПУЭ)» на три категории.
К первой категории относятся электроприемники, нарушение
электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для
жизни людей, повреждение оборудования, массовый брак продук-
ции и длительное расстройство сложного технологического про-
цесса. Электроприемники первой категории должны обеспечивать-
ся электроэнергией от двух независимых источников питания, и
перерыв их электроснабжения может быть допущен лишь на
время автоматического ввода резервного питания.
Наиболее ответственные потребители, перерыв в электроснаб-
жении которых может сопровождаться взрывами, пожаром, порчей
основного технологического оборудования, выделяются в особые
группы электроприемников первой категории. Для электроснабже-
ния этих электроприемников кроме двух основных источников пи-
тания должен быть предусмотрен третий независимый источник,
имеющий мощность, достаточную для безаварийной остановки про-
изводства.
Ко второй категории относятся электроприемники, перерыв в
электроснабжении которых вызывает массовый недоотпуск про-
дукции и простой рабочих и механизмов. Для электроприемников
этой категории допустимы перерывы электроснабжения на время,
необходимое для включения резервного питания действиями де-
журного персонала или выездной оперативной бригады.
К третьей категории относятся неответственные вспомогатель-
ные электроприемники, не подходящие под определения первой и
второй категорий. Электроприемники третьей категории допускают
перерыв питания на время, необходимое для ремонта или замены
поврежденного элемента электроустановки, при условии, что »тот
перерыв будет длиться не более одних Суток.
К первой категории относится ряд электроприемников техноло-
гических установок НПЗ, например сырьевые насосы для загрузки
трубчатых печей, насосы для подачи уплотняющей жидкости к
сальникам, насосы для создания вакуума в аппаратуре, компрес-
соры и газодувки для постоянной циркуляции газовой смеси на
установках гидроочистки, каталитического риформинга и др. В обще-
заводском хозяйстве в эту группу входят элект^оприемники водо-
заборных сооружений, насосных оборотной системы водоснабженйя,
^135
насосных противопожарного водоснабжения, насосных промышлен-
ной канализации и фекальных хозяйственных стоков, диспетчер-
ского пункта энергохозяйства завода.
Ко второй категории относятся электроприемники конденсатных
станций, товарных и общезаводских насосных, сливо-наливных на-
сосных при эстакадах, вентиляторы градирен оборотной системы
водоснабжения, охранное освещение.
К третьей категории следует отнести электроприемники меха-
нических мастерских, лабораторий,"материальных складов, заводо-
управления, установок химической водоочистки и т. д.
Источником электроснабжения НПЗ, как правило, является
ТЭЦ, сооружаемая вблизи завода. Требуемая надежность электро-
снабжения обеспечивается при этом устройствами связи ТЭЦ или
завода с электрическими сетями энергосистемы данного района.
В связи с тем, что для работы НПЗ требуется значительное ко-
личество тепловой энергии (пара и горячей воды), мощность ТЭЦ
определяется обычно по расходам пара и тепловой энергии для
нужд завода. При этом общая электрическая мощность ТЭЦ чаще
всего значительно превышает максимально потребляемую заводом
мощность и избыточная электрическая энергия передается по вы-
соковольтным линиям энергосистемы на другие объекты района
или города.
Помимо связи завода с энергосистемой через ТЭЦ при НПЗ,
как правило, предусматривается сооружение подстанции ПО—
35/6—10 кВ, не совмещенной территориально с ТЭЦ. Эта подстан-
ция в начальный период является источником электроснабжения
строительства завода и ТЭЦ, а затем используется в качестве тре-
тьего независимого источника питания (для обеспечения требуемой
надежности электроснабжения потребителей особой группы первой
категории и для ремонтно-восстановительных работ, на случай
остановки ТЭЦ).
Потребляемая мощность аварийного питания НПЗ определяет-
ся в размере, необходимом для безаварийной остановки завода и
неотложных нужд (аварийное освещение, пожарное водоснабже-
ние, связь и т. д.). Обычно мощность источника электроэнергии для
аварийного питания равна 10—20% общей потребляемой НПЗ
электрической мощности. В отдельных случаях, при отсутствии на-
дежной связи с энергосистемой, в качестве третьего независимого
источника питания электроприемников особой группы первой кате-
гории могут использоваться небольшие дизельные электростанции,
оборудованные устройствами автоматического запуска, или акку-
муляторные батареи, работающие совместно со статическими пре-
образователями напряжения (инверторами).
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ,
напряжение и род тока
Электрические нагрузки завода устанавливаются путем под-
счета нагрузок по отдельным технологическим установкам и объек-
там общезаводского хозяйства. Правильное определение величин
136
расчетных электрических нагрузок имеет важное значение, так как
в зависимости от этого выбираются соответствующее по мощности
электрооборудование и пропускная способность электрических се-
тей, что дает возможность осуществить электроснабжение завода
более экономно, с минимальным расходом цветных металлов и наи-
меньшими капитальными затратами на строительство.
Электрические нагрузки отдельных объектов и завода в целом
определяют по методике, рекомендуемой «Временными руководя-
щими указаниями по определению электрических нагрузок про-
мышленных предприятий», или, учитывая равномерный график
нагрузки завода (трехсменная работа оборудования завода с по-
стоянной загрузкой), по методу коэффициента спроса. В результате
расчета определяются: максимальная потребляемая отдельными
объектами и заводом в целом мощность (активная, реактивная и
полная) и годовой расход электроэнергии. При расчете электриче-
ских нагрузок решаются также вопросы компенсации реактивной
мощности и доведения коэффициента мощности до нормативной ве-
личины.
Как правило, для силовых и осветительных электроприемников
НПЗ применяется система трехфазного тока напряжением
380/220 В с глухозаземленной нейтралью. При этом трехфазные
электродвигатели мощностью до 200 кВт подключаются на линей-
ное напряжение 380 В, а лампы освещения — на фазное напряже-
ние 220 В. Для электродвигателей мощностью свыше 200 кВт при-
нимается напряжение 6 кВ.
Напряжение 10 кВ и 660 В для питания силовых электроприем-
ников НПЗ является перспективным и может быть применено по-
сле освоения промышленностью электродвигателей на напряжение
10 кВ в достаточном ассортименте.'
Питание нефтеперерабатывающего завода от ТЭЦ, как пра-
вило, осуществляется непосредственно на генераторном напряже-
нии 6 кВ или на напряжении 35 и 110 кВ. Выбор напряжения пю
тающей сети от ТЭЦ обосновывается сравнением технико-эконо-
мических показателей вариантов электроснабжения при разных
напряжениях.
СИСТЕМЫ ПИТАНИЯ
И СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЗАВОДУ
Система питания НПЗ электрическим током состоит из внеш-
него и внутреннего электроснабжения. В систему внешнего элек-
троснабжения входят: ТЭЦ, повысительные подстанции при ТЭЦ
для связи с заводом и энергосистемой, внешние линии электропе-
редачи к распределительным пунктам (РП) и главным понизитель-
ным подстанциям (ГПП) завода, понизительные трансформатор-
ные подстанции, получающие питание непосредственно от сетей
35—НО кВ энергосистемы и питающие линии электропередачи к
ним. К системе внутреннего электроснабжения относятся распреде-
лительные пункты (РП), понизительные цеховые трансформаторные
137
и распределительно-трансформаторные подстанции (ТП и РТП) и
распределительная высоковольтная сеть завода.
Обычно внешнее электроснабжение НПЗ осуществляется по
следующей схеме (рис. VI. 1). Потребители, расположенные вбли-
зи от ТЭЦ (1—2 км), питаются на генераторном напряжении 6 кВ
радиальными кабельными линиями, которые подключаются к рас-
пределительным устройствам (РУ) 6 кВ РП и РТП. Для потреби-
телей, расположенных на большем удалении от ТЭЦ, сооружаются
ТЭЦ'
Связь с
Знерго-
-системои
Рис. VI. 1. Схема внешнего электроснабжения завода:
1 — кабельные линии 6 кВ; 2 — РП и РТП 6 кВ; 3— воздушные линии 35—ПО кВ; 4— завод--
ские ГПП 35-110/6 кВ.
Повысительная
подстанция
при ТЭЦ
главные понизительные подстанции на напряжение 35/6 кВ или
110/6 кВ, получающие питание по двум взаиморезервируемым воз-
душным линиям электропередачи напряжением соответственно 35
или 110 кВ.
В системах внутреннего электроснабжения распределение элек-
троэнергии по территории НПЗ может осуществляться по радиаль-
ным или магистральным схемам.
Радиальные схемы надежны и удобны в эксплуатации. В си-
стемах электроснабжения НПЗ они применяются более широко,
чем магистральные схемы, которые используются в основном для
питания неответственных и малоответственных потребителей треть-
ей и второй категории. Радиальные схемы характеризуются тем,
что каждая отходящая от РУ 6 кВ заводского РЦ и ГПП линия
13S
Рис. VI. 2. Радиальная схема питания по двум линиям.
Заводской РПили ГПП
I секция	II секция
Рис. VI. 3. Магистральная схема питания (двойная магистраль).
служит для питания только одного цехового РУ 6 кВ или одной
ТП 6/0,4 кВ.
Когда основные электроприемники НПЗ относятся к ответствен-
ным потребителям первой и, частично, второй категории, приме-
няются радиальные схемы питания по двум линиям, присоединяе-
мым к разным секциям источника электроснабжения (рис; VI. 2).
При повреждении одной из питающих линий вся нагрузка автома-
тически— с помощью устройства автоматического включения ре-
зерва (АВР) — переключается на оставшуюся в работе неповре-
жденную питающую линию. При этом повреждение питающей
линии отражается на снижении надежности электроснабжения
только одной ТП или одного РУ, а место повреждения легко обна-
руживается.
К недостаткам радиальных схем относится большая по сравне-
нию с магистральными стоимость из-за завышенного расхода элек-
трооборудования и кабелей 6 кВ.
Магистральные схемы характеризуются тем, что к одной питаю-
щей линии (магистрали), отходящей от РУ 6 кВ заводского РП или
ГПП, присоединяется несколько РУ или ТП. Вследствие того, что
магистраль, питающая несколько РУ или ТП, имеет один общий
отключающий аппарат в начале линии, экономится значительное
количество электрооборудования 6 кВ.
На НПЗ находят применение схемы с двойной магистралью
(рис. VI. 3), являющиеся наиболее надежными из магистральных
схем. По такой схеме на каждую' подстанцию заводят по две ма-
гистрали, а все подстанции имеют вводные и секционные выключа-
тели, что дает возможность с помощью устройств АВР обеспечи-
вать бесперебойное снабжение электроприемников, подключаемых
к этим подстанциям.
ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА.
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
И АППАРАТЫ ПОДСТАНЦИЙ
Электрическая энергия высокого напряжения, переданная на за-
вод от ТЭЦ или районной подстанции энергосистемы, должна быть
преобразована на месте потребления в энергию пониженного на-
пряжения 380/220 или 6000 В и лишь после этого распределена к
отдельным электроприемникам. Для осуществления такого преоб-
разования на заводе сооружаются понижающие трансформаторные
подстанции напряжением 110/6; 35/6 и 6/0,4 кВ. Трансформаторная
подстанция — это электроустановка, служащая для преобразова-
ния и распределения электроэнергии. Она состоит из трансформа-
торов для преобразования переменного тока одного напряжения в
переменный ток другого напряжения, распределительных и вспо-
могательных устройств (аккумуляторной батареи или выпрями-
тельных устройств, устройств управления, защиты и сигнализа-
ции) .
140
Для распределения электроэнергии нужного напряжения по за-
воду служат распределительные устройства — электроустановки,
на которых электроэнергия принимается от источников питания и
распределяется по отдельным потребителям. В состав распредели-
тельного устройства входят коммутационные аппараты, устройства
защиты и автоматики, измерительные приборы, сборные и соеди-
нительные шины, а также различные вспомогательные устройства.
Цеховые распределительные устройства напряжением 6 кВ часто
совмещаются с трансформаторными подстанциями 6/0,4—0,23 кВ;
в этом случае они называются распределительно-трансформатор-
ными подстанциями (РТП).
Трансформаторные подстанции и распределительные устрой-
ства на НПЗ могут стоять отдельно, пристраиваться к производст-
венным зданиям или встраиваться в них.
Как правило, отдельно стоят главные понизительные подстан-
ции (ГПП) НО—35/6 кВ. При этом силовые трансформаторы и
распределительные устройства ПО и 35 кВ обычно располагаются
на открытом воздухе (ОРУ), а электрооборудование 6 кВ — в по-
мещении (ЗРУ).
Распределительные устройства и подстанции 6/0,4 кВ чаще
всего пристраиваются к производственным помещениям или встраи-
ваются в них.
Отдельно стоящие подстанции сооружаются вне зоны взрыво-
опасных установок. Между ними и ближайшими взрывоопасными
установками выдерживаются противопожарные разрывы, обуслов-
ленные правилами устройства электроустановок и соответствую-
щими противопожарными правилами и нормами.
Возможность сооружения трансформаторных подстанций
6/0,4—0,23 кВ и распределительных устройств напряжением 6 кВ,
пристраиваемых к взрывоопасным производственным помещениям
или встраиваемых в них, также определяется правилами устрой-
ства электроустановок, которые предусматривают соблюдение
определенных условий и выполнение ряда дополнительных меро-
приятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию таких под-
станций и распределительных устройств. Основные из этих меро-
приятий: подъем уровня полов в помещениях трансформаторных
подстанций и распределительных устройств выше уровня примы-
кающего взрывоопасного помещения; отделение помещений РП и
РУ от смежного взрывоопасного помещения глухой несгораемой
и газонепроницаемой стеной; создание избыточного давления (под-
пора воздуха) в помещениях РП и РУ.
Число трансформаторных подстанций, их мощность и размеще-
ние на территории НПЗ определяются в зависимости от электриче-
ских нагрузок. Необходимо, чтобы ТП располагались возможно
ближе к центру электрических нагрузок, подключаемых к ним.
К основному электрооборудованию главных понизительных под-
станций завода относятся: 1) силовые трансформаторы с масляным
заполнением мощностью от 6300 до 40 000 кВА на напряжение
35—110/6 кВ (на каждой ГПП устанавливается, как правило, два
141
силовых трансформатора, что обеспечивает требуемую надежность
электроснабжения потребителей); 2) масляные или воздушные
выключатели на напряжение 35—ПО кВ с приводами; 3) разъеди-
нители, отделители и короткозамыкатели с приводами; 4) разряд-
ники, измерительные трансформаторы, шины и изоляторы; 5) ком-
плектные распределительные устройства 6 кВ с коммутационной
аппаратурой, устройствами защиты и автоматики; 6) реакторы,
ограничивающие токи короткого замыкания до величины, безопас-
ной для оборудования подстанции.
Распределительные устройства 6 кВ и трансформаторные под-
станции 6/0,4—0,23 кВ имеют в своем составе следующее основное
электрооборудование: 1) комплектные распределительные устрой-
ства (КРУ) 6 кВ заводского изготовления, состоящие из металли-
ческих камер (шкафов), в которых размещаются сборные шины,
разъединители, масляные выключатели, приводы к ним, измери-
тельные трансформаторы, устройства релейной защиты и автома-
тики, контрольно-измерительные приборы и аппаратура сигнализа-
ции (на нефтеперерабатывающих заводах наибольшее примене-
ние нашли комплектные распределительные устройства серии
КРУ 2-6э с выкатными тележками и электромагнитными приво-
дами для масляных выключателей); 2) комплектные трансформа-
торные подстанции (КТП) 6/0,4—0,23 кВ -заводского изготовления,
состоящие из силовых трансформаторов с масляным заполнением
мощностью от 630 до 2500 кВА и комплектных распределительных
устройств 0,4 кВ.
Силовые трансформаторы КТП имеют герметичные баки по-
вышенной прочности и устанавливаются, как правило, в одном по-
мещении с РУ 0,4 кВ (при мощности силовых трансформаторов до
1600 кВА) или в отдельных камерах. Комплектные распредели-
тельные устройства 0,4 кВ шкафного типа состоят из соединенных
шинами металлических шкафов, в которых располагаются автома-
тические воздушные выключатели (вводные, секционные и для от-
ходящих линий), трансформаторы тока, контрольно-измерительные
приборы и аппаратура сигнализации. В случае питания КТП по
магистральной схеме для подключения КТП к питающей сети
6 кВ предусматривается шкаф ввода высокого напряжения с вы-
ключателем нагрузки или разъединителем, устанавливаемый ря-
дом с силовым трансформатором.
СИЛОВОЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ
К силовому электрооборудованию НПЗ относятся распредели-
тельные устройства технологических установок и объектов, элек-
тродвигатели и прочие электроприемники с пусковой и защитной
аппаратурой к ним.
Основным силовым электрооборудованием на НПЗ являются
электродвигатели, применяемые для привода технологических ме-
ханизмов (насосы, компрессоры, вентиляторы холодильников и
т. д.), механизмов систем водоснабжения, вентиляции и отопления,
142
грузоподъемных механизмов и другого вспомогательного обору-
дования.
Кроме того, на НПЗ используются специальные аппараты, в ко-
торых электрическая энергия расходуется непосредственно на веде-
ние технологического процесса (электрообессоливающие и элек-
трообезвоживающие установки), а также сварочные аппараты, за-
рядные агрегаты и термические электроприемники.
Как правило, все механизмы, имеющие электрический привод,
поставляются комплектно с электродвигателями. При выборе дви-
гателей для электропривода насосов, компрессоров и других меха-
низмов учитывают: род тока, напряжение, мощность, исполнение
(в зависимости от окружающей среды). Наибольшее применение
находят асинхронные электродвигатели трехфазного тока с корот-
козамкнутым ротором. Синхронные двигатели используются в тех
случаях, когда необходимо иметь строго стабильную скорость вра-
щения механизма и когда нужно повысить коэффициент мощности
по заводу.
При мощности до 200 кВт применяются электродвигатели на-
пряжением 380 В, а свыше 200 кВт — напряжением 6 кВ.
Необходимая мощность двигателя для электропривода опреде-
ляется по каталогам соответствующего оборудования. При выборе
электродвигателей учитывается характер окружающей среды (в
помещении, под навесом или на открытом воздухе), а также на-
личие в окружающей среде пыли, газов и других веществ, которые
могут оказывать вредное воздействие на электродвигатели. Для
взрывоопасных или пожароопасных производств учитывается класс
взрывоопасности или пожароопасности помещений и наружных
установок, а также категория и группа взрывоопасных сред.
Рекомендуемое и допустимое исполнения электродвигателей в
зависимости от характеристики помещений по условиям среды
приведены в табл. VI. 1.
Классы взрывоопасных и пожароопасных помещений и наруж-
ных установок определяются на основании «Правил устройства
электроустановок (ПУЭ)».
Исполнение электродвигателей для взрывоопасных помещений
зависит от группы воспламеняемости и категории взрывоопасной
смеси, указанных в «Правилах устройства электроустановок
(ПУЭ)» и «Правилах изготовления взрывозащищенного и руднич-
ного электрооборудования (ПИВРЭ)».
В помещениях классов В-1 и B-IJ, которые характеризуются
наличием взрывоопасной среды даже при нормальном режиме экс-
плуатации, применяются электродвигатели во взрывонепроницае-
мом исполнении, а также продуваемые под избыточным давлением.
Для помещений класса В-Ia, в которых при нормальных усло-
виях взрывоопасная смесь отсутствует, допускается применение
электродвигателей в любом взрывозащищенном исполнении, соот-
ветствующем категории и группе взрывоопасных смесей, или спе-
циального исполнения (например, продуваемых чистым воздухом
под избыточным давлением).
ИЗ
Таблица VI.1
Рекомендуемое (Р) и допустимое (Д) исполнения электродвигателей
	Исполнение электродвигателей								
Характеристика помещений по условиям среды	открытое	защищенное	защищенное от ка- пель и брызг	с естественным охлаждением	продуваемое	обдуваемое	взрывонепроницае- мое	продуваемое под из- б ы точным дав л е н и е м	Примечание
Сухие отапливаемые	р	р							
Неотапливаемые сы- рые Особо сырые С непроводящей пылью: пыль, легко уда- ляемая и не- вредная пыль, трудно уда- ляемая и для ' изоляции вред- ная С проводящей пылью С едкими парами Жаркие: температура до 35 °C температура вы- ше 35 °C Пожароопасные: класс П-1 » П-П » П-Па » П-П1 Взрывоопасные: класс В-1 » В-1а » В-16 » В-1г » B-II » В-Па Вне зданий: на открытом воз- духе под навесом	р д р р р	р р р р р д р	р д р р д р д	р р р р р р р р р р	р д д д р р р р	р р р р р р р р р	р р р р р	р р р р	С влагостойкой изо- ляцией То же Продуваемые с кис- лотоупорной изо- ляцией Электродвигатели вентиляторов ава- рийной вентиляции как для В-1а Дополнительные условия, согласно ПУЭ
144
В помещениях класса В-16 могут использоваться электродвига-
тели в невзрывозащищенном исполнении, но, по меньшей мере, в
защищенном или брызгозащищенном исполнении. Искрящие части
электродвигателей (контактные кольца, коллекторы и другие по-
стоянно искрящие части) должны заключаться в колпаки закры-
того исполнения. Электродвигатели вентиляторов аварийной вен-
тиляции должны быть в любом взрывозащищенном исполнении.
В наружных взрывоопасных .установках класса В-1г (у аппара-
тов, емкостей, газгольдеров и т. д.) должны применяться электро-
двигатели: при установке в пределах взрывоопасных зон — в лю-
бом взрывозащищенном исполнении для соответствующих катего-
рии и группы взрывоопасных смесей; при установке, вне взрыво-
опасной зоны — в закрытом или закрытом обдуваемом исполнении
с частями, не искрящими по условиям работы (нормально искрящие
по условиям работы части электродвигателей должны заключаться
в пыленепроницаемый колпак).
В пожароопасных помещениях класса П-I электродвигатели
могут иметь брызгозащищенное, закрытое, закрытое обдуваемое
или продуваемое исполнение. Контактные кольца электродвига-
теля, находящиеся вне его оболочки, должны заключаться в кол-
пак закрытого исполнения.
В пожароопасных наружных установках класса П-I II исполне-
ние электродвигателей должно быть закрытое или закрытое обду-
ваемое. Находящиеся вне оболочки электродвигателя контактные
кольца должны быть заключены в колпак закрытого исполнения.
Для взрывоопасных производств НПЗ в настоящее время наи-
большее применение находят следующие типы взрывозащищенных
электродвигателей: серии МА мощностью от 0,4 до 320 кВт; серии
КО мощностью от 4 до 100 кВт; серии ВАО мощностью от 0,4 до'
1600 кВт; серии В мощностью от 55 до НО кВт; серии «Украина»
мощностью от 200 до 1600 кВт; продуваемые под избыточным дав-
лением (исполнение (1ОД) мощностью от 250 кВт и выше.
Выбор аппаратуры для управления и защиты электродвигате-
лей и других электроприемников осуществляется исходя из способа
управления (ручное, дистанционное или автоматическое), соответ-
ствия роду тока, напряжению, мощности, защиты электроприемни-
ков при нарушении нормального режима работы (перегрузка, ко-
роткое замыкание, исчезновение напряжения), исполнения в зави-
симости от окружающей среды.
По способу управления все аппараты делятся на управляемые
непосредственно (путем воздействия на рукоятку) и дистанционно
(кнопками). К первым относятся рубильники, выключатели, пере-
ключатели, ручные пускатели и автоматы, ко вторым — магнит-
ные пускатели и контакторы. Выбор аппаратуры по роду тока,
напряжению и мощности сводится к отысканию по каталогам ап-
паратов, соответствующих данным показателям подключаемого
приемника.
Аппараты управления электродвигателями и другими электро-
приемниками должны защищать эти приемники при нарушениях
145
режима работы электроустановки или любой ее части. Защита
электродвигателя или другого приемника состоит в отключении его
аппаратом или подаче соответствующих сигналов при нарушениях
нормального режима работы — перегрузке, замыкании или сниже-
нии напряжения.
Защита электродвигателей от перегрузки и коротких замыка-
ний осуществляется плавкими предохранителями, реле максималь-
ного тока, тепловыми реле или тецловыми элементами, а от сни-
жения или исчезновения напряжения — реле напряжения или ну-
левыми катушками выключателей. Указанные элементы защиты
обычно встраиваются в аппараты управления приемниками элек-
троэнергии.
В зависимости от места установки (в невзрывоопасной или во
взрывоопасной зоне) применяют аппараты управления общего на-
значения или взрывозащищенные.
По форме исполнения аппараты управления могут быть разде-
лены на пять основных групп: открытые, защищенные, закрытые,
пыленепроницаемые и взрывозащищенные.
Аппараты управления общего назначения используются во всех
допустимых случаях ввиду их большей конструктивной простоты,
надежности и долговечности в работе, а также значительно мень-
шей стоимости и дефицитности по сравнению с аппаратами управ-
ления взрывозащищенных типов.
В качестве основной пусковой аппаратуры для двигателей на-
пряжением 380 В на технологических установках применяются маг-
нитные пускатели (типа П), блоки управления, которые состоят из
автоматических воздушных выключателей и контакторов и комп-
лектуются в щиты станций управления (ЩСУ), а также магнитные
пускатели с масляным наполнением серии ПМ-700 (в случае необ-
ходимости).	,
При установке электроприемников во взрывоопасных помеще-
ниях магнитные пускатели нормального исполнения выносятся в
отдельные электрощитовые помещения. При этом у электродвига-
телей и других электроприемников устанавливаются только взры-
возащищенные кнопки, ключи или посты- управления (во взрыво-
непроницаемом исполнении или с масляным наполнением, напри-
мер типа КУ-700).
Для управления электродвигателями высокого напряжения
(6 кВ) обычно используются масляные выключатели, устанавли-
ваемые в камерах комплектных распределительных устройств на
подстанциях и имеющие дистанционное управление.
Силовые распределительные сети, служащие для распределе-
ния и подвода электроэнергии от трансформаторных подстанций к
силовым распределительным щитам (пунктам), щитам станций
управления и отдельным силовым токоприемникам, выполняются,
как правило, кабелями или изолированными проводами в стальных
трубах. Для соединения распределительных щитов 380/220 В КТП
с вторичными силовыми распределительными щитами (ЩСУ), ус-
танавлийаемыми в одном помещении с КТП, могут быть использо-
ваны шинопроводы серии ШМА.
Для обеспечения необходимой надежности при эксплуатации
предусматривается питание силовых распределительных пунктов и
щитов объектов первой категории по двум линиям от подстанции.
При отключении одной из них оставшаяся в работе линия должна
полностью обеспечить требуемую мощность. Переключение распре-
делительного пункта на питание от одной линии осуществляется
автоматически.
Питающая сеть от подстанции к отдельным электродвигателям
или распределительным пунктам выполняется кабелями. Область
применения тех или иных способов прокладки и марок кабелей оп-
ределяется в соответствии с действующими «Правилами устрой-
ства электроустановок (ПУЭ)> в зависимости от окружающей сре-
ды. Кабели, прокладываемые во взрывоопасных зонах, кроме зон
классов В-16 и В-1г, должны иметь допустимую длительную токо-
вую нагрузку не менее 125% номинального тока электродвигателя.
Кабели напряжением 6 кВ должны быть термически устойчивыми
при коротких замыканиях. Во взрывоопасных помещениях классов
В-I и В-Ia допускается применять провода и кабели только с мед-
ными жилами. Во всех остальных случаях, за исключением токо-
подводов к передвижным электроприемникам и электроприемни-
кам, установленным на вибрирующих основаниях, допускается при-
менение кабелей с алюминиевыми жилами.
Таблица VI.2
Области применения наиболее распространенных марок кабелей
для открытой прокладки в силовых сетях по классам
взрывоопасных зон
Условные обозначения! С—следует применять; Р—рекомендуется применять; Д—допу-
скается применять; 3 — запрещается применять.
Марка кабеля	Классы взрывоопасных зон					
	В-1	В-1а	В-16	В-1г	в-п	в-11а
ВБВ	С	С	д	Д	д	Д
АВБВ	3	3	с	С	С	С
ВВБГ, ВБбШв, ВВБбГ.ВРБГ, НРБГ,	Р	р	Д	д	Д	Д
СРБГ, СБШв, СБГ, СБн						
АВБбШв, АВВБГ. АВВБбГ, АВРБГ,	3	3	Д	р	Р	д
АНРБГ, АСРБГ, АСБГ, АСБн						
ААБГ, ААБлГ	3	3	Д	д	д	д
АВВГ, АВРГ, АНРГ, АСРГ, АСШв,	3	3	Р	3	3	р
АСГ						
ААГ	3	3	д	3	3	• д
КРПС• крпсн•	с	с	д	С	с	д
КРПГ*	р	р	Д	р	р	с
КРПТ *, КРПТН *	3	д	С	Д	д	р
* Для присоединения передвижных механизмов или механизмов, устанавливаемых на вн-
брооснованнях.
147
Области применения наиболее распространенных марок кабе-
лей для открытой прокладки в силовых сетях по классам взрыво-
опасных зон приведены в табл. VI. 2.
При выборе кабелей для взрывоопасных зон следует учиты-
вать, что все трех- и четырехжильные кабели должны иметь круг-
лую форму сечения, необходимую для выполнения уплотнений на
вводах в электрооборудование.
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОСВЕЩЕНИЕ
На НПЗ применяются следующие системы электрического осве-
щения:
1)	общее освещение, служащее для создания необходимой при
ведении технологического процесса освещенности;
2)	местное освещение, используемое в тех случаях, когда имею-
щееся общее освещение не обеспечивает достаточной освещенности
отдельных рабочих мест;
3)	комбинированное освещение, являющееся совокупностью об-
щего и местного освещений.
Электрическое освещение подразделяется на рабочее и аварий-
ное. Рабочее освещение предназначено для обеспечения нормаль-
ных условий видимости при выполнении персоналом работы и для
создания требуемой освещенности проходов и проездов. К этому
виду относится также охранное освещение вдоль границ НПЗ.
Аварийное освещение служит для обеспечения возможности
продолжения работы или для безопасной эвакуации людей, когда
внезапно (аварийно) отключается рабочее освещение. Предусма-
тривается аварийное освещение всех взрыво- и пожароопасных
установок, в которых внезапное отключение рабочего освещения
может вызвать взрыв, пожар, несчастные случаи или нарушение
технологического процесса. При аварийном освещении для продол-
жения работы должно создаваться не менее 10% освещенности
общего рабочего освещения данного помещения, а для эвакуа-
ции— не менее 0,3 лк по линиям основных проходов (на уровне
полов и на ступенях лестниц). Питание сети аварийного освещения
осуществляется от самостоятельного источника электроснабжения.
При нормальных условиях работы рабочее и аварийное освеще-
ния обычно действуют одновременно и создают совместно требуе-
мую степень освещенности.
Электрическое освещение называется внутренним, если оно слу-
жит для освещения помещений, и наружным, если оно предназна-
чено для освещения территории завода, проездов, дорог, наружных
аппаратов технологических установок, резервуарных парков, эста-
кад и т. д.
В качестве основных источников света при электрическом осве-
щении используются лаиИл накаливания и газоразрядные лампы
на напряжение 220 В. Газоразрядные лампы чрезвычайно эконо-
мичны и имеют значительно больший срок службы, чем лампы на-
каливания. На НПЗ используются следующие типы газоразрядных
ламп:
148
1) люминесцентные лампы, применяемые для внутреннего осве-
щения производственных и вспомогательных помещений;
2) дуговые ртутные лампы высокого давления, предназначен-
ные для наружного освещения и для внутреннего освещения высо-
ких производственных зданий.
Для крепления ламп и подключения их к питающей сети слу-
жат осветительные приборы — светильники. По степени защиты от
воздействия окружающей среды светильники подразделяются на
открытые, пылезащищенные (частично или полностью), пылене-
проницаемые, брызгозащищенные, химически стойкие и взрывоза-
щищенные (взрывонепроницаемые и повышенной надежности против
взрыва). Для взрывоопасных помещений класса В-I допускается
применение только взрывонепроницаемых светильников типа ВЗГ,
ВЧА, ВЗГ/ВЧА —в зависимости от категории и группы взрыво-
опасной смеси. В помещениях классов В-Ia и В-П могут использо-
ваться как взрывонепроницаемые светильники, так и светильники
повышенной надежности против взрыва (типа НОВ, НЗГ, НОГЛ).
В помещениях классов В-16 и B-Па и в пожароопасных помеще-
ниях применяются пыленепроницаемые светильники. На наружных
взрывоопасных установках класса В-1г используются взрывозащи-
щенные светильники (при установке в пределах взрывоопасных
зон) или пыленепроницаемые (при установке вне взрывоопас-
ных зон).
Для светоограждения высоких объектов, имеющих высоту 50 м
и более (дымовые трубы, технологические колонны) , которые мо-
гут представлять опасность для самолетов, устанавливаются спе-
циальные светильники ЗОЛ-2М с красным стеклом и лампой СГ-7
мощностью 130 Вт на напряжение 220 В. Светильники светоогра-
ждения получают питание от двух вводов с устройством автомати-
ческого переключения с одного ввода на другой в случае аварии
на одном из них.
Для освещения территорий очистных сооружений, сливоналив-
ных эстакад, товарно-сырьевых баз и т. п. используются прожек-
торы заливающего света, устанавливаемые на мачтах. Могут найти
применение также светильники типа ККУ и осветительные устрой-
ства типа ОУКсНФ с газоразрядными ксеноновыми лампами мощ-
ностью от 5 до 50 кВт.
Расчет электрического освещения зданий и сооружений нефте-
перерабатывающих заводов проводится согласно действующим
нормам освещенности и сводится к определению необходимого ко-
личества светильников и мощности устанавливаемых в них ламп.
В качестве примера в табл. VI. 3 приведены величины рекомендуе-
мой освещенности основных помещений и сооружений технологиче-
ских установок НПЗ.
Для питания электрической энергией осветительных сетей пред-
назначены групповые осветительные щиты, размещаемые в бли-
жайших невзрывоопасных помещениях, в которые имеется сво-
бодный доступ обслуживающего персонала. В этих случаях обыч-
но применяются общепромышленные осветительные щиты серии
149
Таблица VI. 3
Рекомендуемые освещенности основных помещений
и сооружений технологических установок НПЗ
Основные помещения и сооружения технологических установок	Освещенность, лк		Примечание
	лампы накали- вания	газоразряд- ные лампТи	
Насосные компрессорные (за-			
крытые, открытые) .... Операторные:	50	150	Горизонтальная, на вы- соте 0,8 м от пола
передняя сторона щитов .	—	300	Вертикальная
задняя сторона щитов . . Трансформаторные подстан- ции и электрощитовые по- мещения: с  постоянным присутст-		200	То же
вием персонала .... без постоянного присут-	—	150'|	Вертикальная для пе- редней и задней сто-
ствия персонала ....	—	looj	роны щитов и РУ
Лаборатории и конторы . . . Гардеробные комнаты, сан-	—	300 .	Горизонтальная на вы- соте 0,8 м от пола
узлы, венткамеры	 Площадки обслуживания на- ружных установок и аппа-	30	100	Горизонтальная, на уров- не пола
ратов 	 То же, в местах установки кип	 Незастроенная территория	10	—	То же
	50	—	На приборах
установки (проезды) ....	5	10	Горизонтальная, на уров- не земли
СУ-9000 или ОЩВ с автоматическими выключателями А-3100 и
серии ОП с автоматическими выключателями АБ-25. Сети наруж-
ного освещения питают также от общепромышленных осветитель-
ных щитов (СУ-9000, ОЩВ, ОП), расположенных вне взрыво-
опасных зон, или от взрывонепроницаемых осветительных щитов
ЩОВ, размещенных в пределах взрывоопасных зон. Щиты ЩОВ
должны быть установлены под навесом или иметь козырьки для
защиты от воздействия атмосферных осадков и солнечной радиа-
ции. Групповые щиты общего и местного освещения присоеди-
няются к различным вводам рабочего освещения.
Управление включением и отключением электрического осве-
щения выполняется как местным, так и централизованным. Ме-
стное управление освещением производственных помещений осу-
ществляется выключателями групповых осветительных щитов или
выключателями, располагаемыми у входов в помещения или в са-
мих помещениях. Установка выключателей во взрывоопасных по-
150
мещениях не разрешается. Наружное и охранное освещение за-
вода, а также наружное освещение технологических установок
должно иметь местное управление и централизованное — с диспет-
черского пункта или из операторной. При этом могут использовать-
ся средства телеуправления.
Способы прокладки сетей освещения НПЗ выбираются в зави-
симости от среды и назначения помещений и других сооружений
в соответствии с действующими «Правилами устройства электро-
установок (ПУЭ)». В настоящее время для сетей освещения ши-
роко применяются провода и кабели с алюминиевыми жилами.
Применение алюминиевых проводников запрещается только во
взрывоопасных помещениях классов В-I и В-Ia, на движущихся
и вибрирующих установках. Во взрывоопасных помещениях всех
классов проводки освещения могут выполняться проводами с рези-
новой или поливинилхлоридной изоляцией марки ПРТО (АПРТО)
и ПВ-500 (АПВ-500) в стальных трубах. Если напряжение не пре-
вышает 250 В по отношению к земле, в помещениях классов В-1а,
В-16, В-I 1а при отсутствии механических и химических воздействий
допускается открытая проводка осветительных сетей небронирован-
ным кабелем и проводами в металлической оболочке.
Все устройства электрического освещения взрывоопасных объ-
ектов должны иметь защитное заземление и зануление в соответ-
ствии с «Правилами устройства электроустановок (ПУЭ)».
НАРУЖНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
На НПЗ электроэнергия передается и распределяется, как пра-
вило, с помощью кабельных линий электропередачи (ЛЭП). Воз-
душные линии электропередачи (ВЛ) напряжением 35—ПО кВ
применяются в системах внешнего электроснабжения — для связи
ТЭЦ с энергосистемой, для подключения ГПП и ПГВ 35—110/6 кВ.
Прокладка наружных электрических сетей производится как на
территории завода (межцеховые кабельные сети), так и вне поме-
щений на территории технологических установок (внутрицеховые
наружные кабельные сети). С этой целью могут использоваться
туннели, каналы, траншеи и эстакады (специальные кабельные
или совместно с технологическими трубопроводами).
Прокладка кабелей в тоннелях сопровождается значительными
земляными и строительными работами. Эксплуатация кабельных
туннелей сложна, так как требует устройства систем вентиляции,
электрического освещения, пожаротушения и защиты от проник-
новения грунтовых вод. Из-за возможности скопления тяжелых
взрывоопасных газов в туннелях сооружение их на технологиче-
ских установках НПЗ вообще недопустимо.
Ряд существенных недостатков имеет также прокладка кабелей
в каналах: большой объем земляных и строительных работ; боль-
шая площадь, занимаемая кабельными сетями; сложность пересе-
. чения с другими подземными коммуникациями и автодорогами;
возможность повреждения каналов при производстве земляных
151
работ; быстрое естественное старение и разрушение каналов; про-
никновение в каналы грунтовых вод и их замерзание там в зимнее
время. Кроме того, в каналы, расположенные на территории НПЗ,
возможно попадание горючих жидкостей и. тяжелых взрывоопас-
ных газов, которые, скапливаясь в каналах и распространяясь по
ним, могут проникнуть в электропомещения и другие производ-
ственные помещения с нормально?! средой и явиться причиной воз-
никновения взрывов и пожаров. Для защиты каналов от попада-
ния взрывоопасных газов предусматривается засыпка песком в
местах вводов в здания, во взрывоопасных зонах и с целью разде-
ления на отсеки. Все эти мероприятия усложняют и ухудшают ус-
ловия эксплуатации кабельных сетей, проложенных в каналах.
Прокладку кабелей в земляных траншеях целесообразно осу-
ществлять на технологических установках для подключения от-
дельно расположенных электроприемников и электроприемников
особой группы первой категории, служащих для безаварийной ос-
тановки производства (при числе силовых кабелей в одной тран-
шее до 6). Во всех других случаях такая прокладка становится не-
выгодной, поскольку кабели в траншеях (на межцеховых сетях)
весьма уязвимы и площадь, занимаемая траншеями на территории
НПЗ, велика.
Вследствие того, что подземной прокладке кабелей (в тунне-
лях, каналах и траншеях) присущи указанные выше недостатки,
в последнее время большее распространение получает надземная
(эстакадная) прокладка электрических сетей на территории уста-
новок и между цехами и установками. Это объясняется и такими
преимуществами эстакадной прокладки кабелей перед другими
способами, как экономия занимаемо# под ЛЭП территории, удоб-
ство и ускорение строительства и монтажа кабельных сетей, лег-
кость их эксплуатации и ремонта.
Все эти преимущества эстакадной прокладки становятся осо-
бенно очевидными, если принять во внимание, что число кабелей
на отдельных трассах наружных кабельных сетей достигает 60—
80 и прокладываются они (на межцеховых сетях) не одновременно,
а постепенно, по мере сооружения новых или реконструкции суще-
ствующих объектов НПЗ, т. е. в процессе эксплуатации уже про-
ложенных ранее по этим трассам кабельных линий.
Допускается прокладка кабелей по стенам зданий при условии,
что стены выполнены из несгораемых материалов и в зданиях не
размещены взрыво- и пожароопасные производства. При про-
кладке на открытом воздухе кабели должны быть защищены от
непосредственного воздействия солнечных лучей. Прокладка ка-
бельных линий, питающих потребители первой категории, должна
выполняться по отдельным изолированным трассам от каждого не-
зависимого источника питания (на разных сторонах трехстенных
кабельных туннелей, галерей или каналов, разделенных продоль-
ной противопожарной перегородкой, либо в разных кабельных
траншеях).
152
Выбор типа кабелей для наружных кабельных сетей проводят- '
ся в зависимости от принятого способа прокладки. В кабельных
сооружениях следует прокладывать небронированные кабели с
голой металлической оболочкой, а также имеющие снаружи обо-
лочку или защитные покровы из нераспространяющего горение
материала.
В земляных траншеях, а также на эстакадах совместно с тех-
нологическими коммуникациями должны прокладываться брониро-
ваные кабели. На территории технологических установок и объек-
тов НПЗ, относимых в целом к наружным взрывоопасным произ-
водствам класса В-1г, должны применяться также бронированные
кабели, при этом устройство соединительных кабельных муфт Во
взрывоопасных зонах наружных установок класса В-1г не допу-
скается.
ЗАЩИТНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
Для обеспечения безопасности персонала от поражения элек-
трическим током при прикосновении к частям электроустановок,
не находящимся нормально под напряжением, но могущим ока-
заться под напряжением случайно в результате повреждения изо-
ляции токоведущих частей, при аварии или по какой-либо иной
причине, служат следующие виды защит: зануление, заземление
или отключение.	'	.
Защитное зануление — это преднамеренное соединение всех ме-
таллических частей электроустановок с глухозаземленной нулевой
точкой (нейтралью) вторичной обмотки силового трансформатора.
Такое соединение выполняется зануляющим проводником или ну-
левым защитным проводником. Защитное зануление применяется
в сетях с глухозаземленной нейтралью для автоматического отклю-
чения поврежденного участка’ сети в возможно короткое время.
Защитное заземление — это преднамеренное соединение с зем-
лей металлических частей электроустановок с изолированной ней-
тралью. Такое соединение выполняется заземляющим проводником.
Защитное заземление применяется в сетях с изолированной ней-
тралью для уменьшения проходящего через тело человека тока
замыкания на землю до безопасной величины. Сети с изолирован-
ной нейтралью могут работать с неотключенным замыканием на
землю, поэтому в них необходимо тщательно контролировать со-
стояние изоляции и своевременно устранять ее повреждения.
Защитное отключение — это автоматическое отключение повре-
жденного участка сети быстродействующим аппаратом. Оно при-
меняется: в сетях с изолированной нейтралью — при снижении
уровня изоляции ниже допустимой величины; в сетях с пл ухоза-
земленной нейтралью — при однофазных замыканиях на корпус
оборудования. Защитное отключение используется в тех случаях,
когда безопасность персонала не может быть обеспечена устрой-
ствами зануления или заземления.
Зануление, заземление и защитное отключение на электроуста-
новках служат не только для защиты персонала от поражения
153
электрическим током, но и для устранения опасности искрения при
возникновении разности потенциалов между попавшими под на-
пряжение металлическими частями электрооборудования и землей,
т. е. является средством предотвращения взрывов во взрывоопас-
ных зонах.
Занулению или заземлению подлежат корпуса электродвигате-
лей, аппаратов, светильников, каркасы расределительных щитов,
кабельные конструкции, стальные трубы электропроводки, метал-
лические оболочки кабелей и проводов, лотки, коробы, металлокон-
струкции распределительных устройств и другие электроконструк-
ции. Защитная система, состоящая из заземлителей (электродов
заземления) и соединенных с ними заземляющих или зануляющих
проводников, называется заземляющим устройством. Согласно
«Правилам устройства электроустановок (ПУЭ)», величина сопро-
тивления заземляющего устройства, к которому присоединены ней-
трали генераторов и трансформаторов (в сетях до 1000 В), должна
быть сд2 Ом для напряжения 660/380 В; ^4 Ом для напряжения
380/220 В; ^8 Ом для напряжения 220/127 В.
Для предохранения и защиты объектов и сооружений НПЗ от
прямых ударов и вторичного воздействия молнии, в результате ко-
торых может произойти разрушение сооружений, загорание и взрыв
находящихся в них горючих и взрывоопасных веществ, служат
устройства молниезащиты. Молниезащитные устройства должны
выполняться в соответствии с действующими «Указаниями но про-
ектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений».
В зависимости от опасности поражения молнией, вероятности воз-
никновения пожара или взрыва, а также от характера и масштаба
возможных разрушений здания и сооружения подразделяются по
молниезащите на три категории.
К первой категории относятся здания и сооружения взрывоопас-
ных установок классов В-I и B-II, ко второй — здания и сооруже-
ния взрывоопасных установок классов B-Ia, В-16, В-Па и В-1г,
к третьей — пожароопасные установки классов П-I, П-П, П-Па,
П-Ш.
Защита зданий ц сооружений от прямых ударов молнии осуще-
ствляется молниеотводами, состоящими из молниеприемника (эле-
мента молниеотвода, непосредственно воспринимающего удар мол-
нии), заземлителя (служащего для отвода тока молнии в землю)
и токоотводов (спусков), соединяющих молниеприемник с заземли-
телем. В зависимости от характера защищаемого сооружения мол-
ниеотводы могут быть стержневыми, тросовыми и сетчатыми. Ма-
териалом для изготовления молниеотводов служит сталь.
Здания и сооружения первой категории, имеющие высоту до
30 м, защищаются от прямых ударов молнии отдельно стоящими
стержневыми или тросовыми молниеотводами. Импульсное сопро-
тивление каждого заземлителя в этом случае не должно превы-
шать 10 Ом. При высоте сооружений более 30 м допускается уста-
навливать неизолированные молниеотводы на самом сооружении,
а токоотводы прокладывать по стенам этого сооружения. Число
154
токоотводов от молниеприемников — не менее двух, импульсное со-
противление каждого заземлителя — не более 5 Ом. Молниеотводы
и заземлители защиты от прямых ударов молнии должны быть изо-
лированы от заземляющих устройств защиты, от вторичных воздей-
ствий молнии и от защитного заземления электрооборудования.
Здания и сооружения второй категории защищаются от прямых
ударов молнии отдельно стоящими или устанавливаемыми на
самих зданиях и сооружениях неизолированными молниеприемни-
ками (стержневыми, тросовыми или сетчатыми). Импульсное со-
противление каждого заземлителя не должно превышать 10 Ом.
Допускается объединять заземлители молниеприемников с зазем-
ляющими устройствами защиты от вторичных воздействий молнии
и защитного заземления или зануления электрооборудования. При
толщине металла сооружений или емкостей с горючими жидкостя-
ми и газами более 4 мм (наружные взрывоопасные установки
класса В-1г) не требуется устанавливать молниеприемники и токо-
отведы, а достаточно присоединить металлический корпус емкости
или другого защищаемого сооружения второй категории к зазем-
лителям. Для наружных установок класса В-1г импульсное сопро-
тивление заземлителей не должно превышать 50 Ом.
Здания и сооружения третьей категории защищаются от пря-
мых ударов молнии как отдельно стоящими, так и установленными
на самом здании или сооружении молниеотводами. Величина им-
пульсного сопротивления заземлителя каждого токоотвода не
должна превышать при этом 20 Ом.
Отдельно стоящие высокие сооружения (трубы) также подле-
жат защите от прямых ударов молнии.
Для защиты от вторичных воздействий молнии (от электромаг-
нитной и электростатической индукции) достаточно присоединить
к заземляющему устройству все металлические конструкции и эле-
менты сооружения, находящиеся как внутри помещений, так и
снаружи. При этом здания и сооружения первой категории 'долж-
ны иметь заземляющее устройство с сопротивлением не более
10 Ом, отдельное от заземляющего устройства молниеотводов.
Для предохранения от заноса высоких потенциалов внутрь по-
мещений необходимо присоединять к заземляющим устройствам
(заземлять) в местах ввода все трубопроводы, кабели с металли-
ческой оболочкой, а также рельсовые пути и другие протяженные
металлические коммуникации.
Для защиты от статического электричества металлическое обо-
рудование, аппараты, емкости и трубопроводы (включая кожухи
теплоизоляции) достаточно объединить в электрическую цепь, сое-
диненную с заземляющими устройствами. Для отвода разрядных
токов зарядов статического электричества в землю достаточна
электрическая цепь с сопротивлением, не превышающим 100 Ом.
Глава VII
ВОДОСНАБЖЕНИЕ, КАНАЛИЗАЦИЯ
И ОЧИСТКА СТОЧНЫХ ВОД
Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) относятся к категории
предприятий с высоким потреблением воды и значительным сбро-
сом сточных вод в водоем.
Сырье и получаемые из него нефтепродукты, а также исполь-
зуемые в процессах переработки химические реагенты и образуе-
мые при этом ядовитые отходы, попадая в сточные воды, делают
их токсичными.
Сброс таких стоков в водоем даже после достаточно глубокой
очистки при объемах, близких к водопотреблению, может привести
к тому, что в водоемах любой мощности будет нарушен кислород-
ный режим, погибнут представители речной фауны, рыбная икра
и молодь, вследствие загрязнения нерестилищ прекратится воспро-
изводство рыбы, выловленная рыба станет непригодной в пищу из-
за приобретения неприятного (керосинового) привкуса, воду во-
доема нельзя будет использовать не только для хозяйственно-
питьевых целей, но и для культурно-бытового водопользования, а
в отдельных случаях и для производственного водоснабжения. Та-
ким образом, народному хозяйству и населению может быть нане-
сен значительный ущерб.
На основании законов об охране природы действующие норма-
тивы санитарных (Минздрава СССР), рыбохозяйственных (Мин-
рыбхоза СССР) и водохозяйственных (Минмелиоводхоза СССР)
надзорных организаций жестко ограничивают предельно допусти-
мые концентрации загрязнений, поступающих со сточными водами
НПЗ в водоемы. -
Загрязнения водоемов можно избежать, если при проектирова-
нии, строительстве и эксплуатации новых НПЗ и главным образом
на первой стадии проектирования (при выборе схемы нефтепере-
работки, видов аппаратуры и оборудования, степени автоматиза-
ции процессов, надежности арматуры и трубопроводов, площадки
строительства, режимов эксплуатации, сроков между профилакти-
ческими и капитальными пробегами) отдавать предпочтение тому
решению, которое при прочих равных условиях позволит создать
более рациональную схему водоснабжения и канализации завода.
Для этого необходимо: 1) расположить завод в таком месте, где
он не будет наносить ущерб водоему; 2) создать завод, который
будет потреблять свежую воду и сбрасывать в водоем сточные
воды в минимально возможном объеме на 1 т перерабатываемой
156
нефти; 3) максимально использовать для охлаждения продуктов
воздушные холодильники; 4) не допускать залповых и ядовитых
сбросов сточных вод в канализацию на технологических установ-
ках и объектах технологического общезаводского хозяйства; 5) обо-
рудовать завод совершенными канализационными очистными со-
оружениями; 6) максимально применять на заводе системы обо-
ротного водоснабжения, используя для их пополнения и водоснаб-
жения отдельно стоящих объектов общезаводского хозяйства очи-
щенные канализационные стоки; 7) создать завод, сбрасывающий
только очищенные сточные воды, причем содержащие такое коли-
чество остаточных загрязнений, чтобы после смешения их с водой
водоема концентрация загрязнений в последней не превышала
предельно допустимых величин по действующим нормативным тре-
бованиям; 8) в конечном счете создать завод, работающий без
сброса очищенных производственных, ливневых и части хозяй-
ственно-фекальных стоков в водоем, т. е. бессточный завод.
ВОДОСНАБЖЕНИЕ
На современных НПЗ вода используется для производственных
и хозяйственно-питьевых целей, а также для пожаротушения. '
С учетом того, что в производственных процессах нефтеперера-
ботки вода является прямым технологическим агентом и прекра-
щение подачи воды может привести к нарушению процесса, сопро-
вождаемому зачастую взрывом и пожаром, и к значительным за-
грязнениям окружающей среды, все системы водоснабжения НПЗ
должны быть высоко надежными и обеспечивать бесперебойную
подачу воды потребителям в необходимом количестве и требуе-
мого качества.
Расход воды. На НПЗ расход воды для производственных
целей находится в прямой зависимости от принятой схемы и глу-
бины нефтепереработки, количества перерабатываемой нефти, ко-
личества аппаратов воздушного охлаждения, используемых в exe'-
мах нефтепереработки, и т. д.
Расход свежей воды, потребляемой для производственных це-
лей завода, зависит от правильности построения схемы водоснаб-
жения завода и степени использования в ней оборотной воды, очи-
щенных производственных сточных вод и осадков, выпадающих на
территории завода.
Так, для производственных целей на передовых НПЗ по фак-
тическим данным на 1 т перерабатываемой нефти в девятой пяти-
летке расходовалось: заводы топливного профиля —0,23—0,85 м3
свежей воды и 7,0—19,0 м3 оборотной воды; заводы топливно-мас-
ляного профиля — 0,58—1,68 м3 свежей воды и 10,0—27,0 м3 обо-
ротной воды; заводы топливно-масляного профиля с нефтехимиче-
ским производством — 1,63—2,63 м3 свежей воды и 18,0—37,0 м3
оборотной воды.
В недалеком будущем за счет еще большего использования ап-
паратов воздушного охлаждения в технологических процессах и
157
увеличения объемов используемых очищенных сточных вод (в том
числе и хозяйственно-фекальных) в целях водоснабжения плани-
руется снижение расхода свежей воды, потребляемой для произ-
водственных целей на 1 т перерабатываемой нефти, до 0,21 —
0,23 м3 на заводах топливного профиля, до 0,45—0,51 м3 на за-
водах топливно-масляного профиля и до 1,16—1,26 м3 на заводах
топливно-масляного профиля с нефтехимическим производством.
Расход воды для хозяйственно-питьевых целей на НПЗ опре-
деляется соответствующими нормами и составляет:
Для питьевых целей в горячих цехах на одного работающего, л/смену . . 45 * *
ДЛ1 питьевых целей в холодных цехах на одного работающего, л/смену 25 *
Для душевых на одну душевую сетку при количестве моющихся после
смены 3 человека, л ...................................... 500 **
* При коэффициенте часовой неравномерности Л\|ас = 2,5.
*" В течение 45 мин после каждой смены.
Для противопожарного водоснабжения НПЗ расход воды так-
же регламентируется нормами и составляет (в л/с):
Для.1 внутреннего пожаротушения ........... 10
ДлЯ наружного пожаротушения установок ...	80 *
Для наружного пожаротушения в резервуарных
парках:
для пепотушения ..........................По	расчету в за-
висимости от
типа хранимого
продукта и пло-
щади зеркала
резервуара
для охлаждения горящего резервуара на один
погонный метр его периметра.................. 0,5
то же для рядом стоящего резервуара ...	0,2
* Согласно ВПННХП—76 (в настоящее время утверждается), расход воды
для наружного пожаротушения установок равен 120 л/с.
При этом количество одновременных расчетных пожаров при-
нимается равным: один пожар (наибольшего резервуара или уста-
новки) при площади завода до 150 га; два пожара (один наиболь-
шего резервуара и один на установке) при площади завода
>150 га.
Объем пожарного запаса воды определяется как сумма: трех-
часового расхода на тушение пожара на установке; трехкратного
расхода на пенную атаку; десятичасового расхода на охлаждение
горящего и рядом стоящих резервуаров.
Восстановление пожарного запаса воды должно осуществлять-
ся в течение 24 ч.
Расход воды на поливку территории и зеленых насаждений
определяется по нормам и равен 0,3—0,4 л/м2.
Приведенные выше данные для НПЗ не учитывают расхода
воды, потребляемой сопутствующими объектами, наличие которых
для обеспечения работоспособности и строительства предприятий
158
обязательно. Сюда относятся ТЭЦ, стройбаза, город, железнодо-
рожная и промыво-пропарочная станции и др. Расход воды на этих
отдельных объектах может быть выше, чем на самом НПЗ. Так,
расход свежей воды на ТЭЦ при прямоточной системе водоснаб-
жения превышает расход на современном НПЗ примерно в 10—
15 раз, а расход хозяйственно-питьевой воды городом, построенным
для эксплуатационного персонала промузла, строителей и других
категорий работающих, равен примерно 20 000 м3/сутки, что в 20—
30 раз выше расхода воды предприятием (мощность по сырью
12—14 млн. т/год) на эти цели.
Суммарный расход воды, например для НПЗ мощностью
12 млн. т/год и сопутствующих ему объектов, забираемый из ис-
точника водоснабжения с учетом использования на заводе в си-
стеме водоснабжения очищенных стоков и ливневых вод, состав-
ляет 430 000 м3/сутки при прямоточной системе водоснабжения
ТЭЦ и приблизительно 12 000 м3/сутки при оборотном водоснаб-
жении на ней.
Требования, предъявляемые к качеству воды. Требования, предъ-
являемые к качеству используемой на НПЗ воды, различны и за-
висят от целей ее употребления.
Качество свежей воды, расходуемой на производственные нуж-
ды, должно отвечать следующим показателям:
Взвешенные вещества, мг/л....................<25
Взвешенные вещества в паводок,	мг/л.........<100
Сульфаты, мг/л..............................<130
Хлориды, мг/л ...............................<50
Общее солесодержание (прокаленный остаток), мг/л <500
Жесткость, мг-экв/л:
временная.................................<2,5
постоянная ...............................<3,3
БПКпол- мг/л...................................<10
pH...........................................7-8,5
Качество оборотной воды при возврате очищенных стоков пер-
вой системы канализации должно быть следующее:
Нефтепродукты, мг/л......................
Взвешенные вещества, мг/л................
Сульфаты, мг/л...........................
Хлориды, мг/л............................
Общее солесодержание (прокаленный остаток),
мг/л ....................................
Жесткость, мг-экв/л:
временная ...............................
постоянная.......................  .
БПКпол, мг/л.............................
pH.......................................
< 25
< 25
<500
<300
<2000
< 5
< 15
< 25
7—8,5
Содержание нефтепродуктов в оборотной воде второй системы
не должно быть более 15 мг/л.
Употребляемая для хозяйственно-питьевых целей вода должна
отвечать требованиям ГОСТ 2874—73 «Вода питьевая».
159
Для поливки территории и зеленых насаждений употребляется
свежая вода.
Для целей пожаротушения (в том числе и воздушно-пенного)
может употребляться свежая вода и биохимически очищенные
производственные стоки первой системы канализации.
Очищенные канализационные стоки первой системы, употреб-
ляемые для производственного и противоложарного водоснабже-
ния, должны отвечать следующим показателям (в мг/л):
БПКпол..................................  15-20
Вещества, экстрагируемые эфиром ......	10—15
в том числе нефтеуглеводороды........ 3—5
Взвешенные вещества..................... До 25
Источники водоснабжения. Источниками водоснабжения нефте-
перерабатывающих и- нефтехимических предприятий, в зависимо-
сти от района их расположения, могут служить реки, водохрани-
лища, озера, моря, подземные воды. При этом основные требова-
ния, предъявляемые к источнику водоснабжения, следующие:
1.	Источник должен обеспечивать возможность получения
воды в количестве, достаточном для потребностей предприятия
и всех сопутствующих ему объектов (ТЭЦ, железнодорожная
станция, база стройиндустрии, город и т. д.). Учитывая, что этот
суммарный расход, как указано выше, достигает значительной
величины, получение его возможно из крупного естественного или
искусственного источника, а зачастую при комбинации различных
источников.
2.	Качество воды источника должно быть близко к требуе-
мому качеству воды, что позволит не предусматривать дорого-
стоящих водоочистных сооружений. Именно из условий качества
воды предусматривают в практике нефтеперерабатывающих пред-
приятий водоснабжение их из нескольких источников сразу, на-
пример из реки для производственных целей и подземными во-
дами для хозяйственно-питьевых целей. В обоих случаях при
благоприятных условиях можно получить воду необходимого
качества прямо из источника с небольшой предварительной обра-
боткой.
3.	Разность высотных отметок площадки предприятия и рас-
положения источника должна быть возможно меньшей, "чтобы
энергозатраты на подъем воды были минимальными.
4.	Поверхностный источник должен соответствовать первой
категории надежности водоснабжения, т. е. обеспеченность сред-
немесячных или среднесуточных расходов воды в нем должна
быть не ниже 95% от максимально потребного.
5.	Во всех случаях для хозяйственно-питьевого водоснабжения
предпочтительно должны использоваться подземные воды; приме-
нение подземных вод хозяйственно-питьевого качества для произ-
водственных и других нужд, не связанных с хозяйственно-питье-
вым водоснабжением, не допускается.
169
Согласно действующим нормам проектирования производ-
ственных водоснабжения и канализации предприятий нефтепере-
рабатывающей промышленности ВН-847—73 (третья редакция),
при определении требуемой мощности источника, водозаборных
и очистных сооружений производственного водоснабжения из рас-
четного расхода воды должен вычитаться расход очищенных
сточных вод, используемых для подпитки первой системы оборот-
ного водоснабжения.
Изучается возможность использования в системах производ-
ственного водоснабжения еще и очищенных хозяйственно-фекаль-
ных стоков, однако в промышленных масштабах на НПЗ такого
опыта еще не имеется.
Следует учитывать, что для водоснабжения завода может при-
меняться вода, сбрасываемая.после использования для охлаждения
конденсаторов турбин на ТЭЦ (при наличии на ТЭЦ прямоточной
системы водоснабжения). По качеству эта вода соответствует воде
источника и большую часть года удовлетворяет требованиям НПЗ
по температуре.
Водозаборные сооружения. Водозаборные сооружения НПЗ от-
носятся к сооружениям первой категории и, как правило, средней
производительности (от 1 до 6 м3/с).
Конструкция водозаборных сооружений должна отвечать сле-
дующим требованиям: обеспечивать забор из водоисточника рас-
четного расхода воды и подачу его потребителю; защищать си-
стему водоснабжения от попадания в нее плавающего мусора,
планктона, биологических обрастаний, наносов, льда и т. д.; не ’
допускать попадания рыбы в водоприемник на водоемах рыбо-
хозяйственного значения.
Расчетная обеспеченность уровней воды в поверхностных ис-
точниках для водозаборов должна быть максимально 1% и. мини-
мально 97%.
Выбор местоположения и конструкции водозаборных сооруже-
ний должен проводиться на основании действующих норм, правил
и СНиПов при обязательном соблюдении требований органов
санитарно-эпидемиологической службы, службы рыбоохраны и
инспекций Минмелиоводхоза СССР. Как правило, водозаборы
должны выполняться по типовым проектам.
В практике строительства НПЗ водозаборные сооружения
чаще всего совмещаются с насосными станциями первого подъ-
ема, что, однако, не является обязательным. Для конкретных
условий взаимного расположения водоема и площадки могут быть
приняты решения, при которых насосная отделена от водозабора.
Следует учитывать, что для водозаборов НПЗ не допускается
применение сифонных водоводов.
Водозаборы рассчитываются на равномерную подачу воды
в течение суток.
Очистка воды. В зависимости от качества воды в источнике во-
доснабжения и назначения водопровода следует предусматривать
различную степень и методы водоочистки.
в Зэк. 768
161
Для удаления взвешенных и гумусовых веществ применяются
методы отстаивания в отстойниках и осветлителях любого типа,
а также фильтрование в напорных и открытых песчаных фильтрах
с предварительной коагуляцией при высоком содержании гуму-
совых. Для уничтожения органических веществ, планктона и бак-
териального загрязнения необходимо использовать хлорирование
и озонирование, для поддержания pH — подкисление, подщелачи-
вание и фосфатирование; для поддержания допустимого содержа-
ния фтора — фторирование при недостатке и сернокислотную
обработку при избытке; для обезжелезивания — аэрацию, коагу-
ляцию, подщелачивание, обработку перманганатом калия и катио-
нирование; для умягчения поверхностных вод — известковосодовое
умягчение; для умягчения подземных вод —ионный обмен; для
обессоливания — ионный обмен, электролиз, дистилляцию и гипер-
фильтрование.
Практически вода, потребляемая из большинства поверхност-
ных источников для производственных целей и целей пожароту-
шения, большее время года не подвергается очистке. Только в пе-
риод паводков, когда количество механических примесей в воде
источника значительно увеличивается, появляется необходимость
ее очистки от этих примесей. Кроме того, в летний период в воде
происходит интенсивное развитие микроорганизмов, попадание
которых в системы водоснабжения вызывает биообрастание ап-
паратуры н трубопроводов, поэтому требуется обработка воды
хлором с целью уничтожения микроорганизмов.
При периодичности очистки воды целесообразно во всех воз-
можных случаях осуществлять фильтрование свежей воды на ско-
ростных напорных фильтрах (песчаных или типа ВСФ), уста-
навливаемых на байпасах к водоводам, подающим свежую воду
в систему водоснабжения завода, а хлорирование свежей воды
проводить у насосных, подающих воду в эти водоводы.
Вода хозяйственно-питьевого качества должна очищаться с со-
блюдением всех нормативных требований и перед подачей в тру-
бопроводы обеззараживаться.
При использовании подземных вод, качество которых удовлет-
воряет требованиям ГОСТ «Вода питьевая», необходимо все же
предусматривать установку аварийного обеззараживания хлори-
рованием или бактерицидным методом.
СИСТЕМЫ ВОДОСНАБЖЕНИЯ
Для обеспечения водопотребления на современных НПЗ соз-
даются следующие системы водоснабжения: оборотного водоснаб-
жения; свежей воды низкого напора; свежей воды высокого на-
пора; очищенных стоков; противопожарного водопровода; хозяй-
ственно-питьевого водопровода.
Принципиальная схема водоснабжения приведена на рис. VII. 1.
Системы оборотного водоснабжения. Основной системой, обеспе-
чивающей производственное водопотребление, является система
оборотного водоснабжения.
162
Рис. VII. 1. Принципиальная схема
водоснабжения:
/—береговая насосная станция; 2—насос-
ная станция второго подъема;.#—узлы обо**
ротного водоснабжения; 4—пожарная на-
сосная станция; 5—насосная станция очи-
щенных стоков; 6—технологические уста-
новки; 7—резервуарные пдрки товарное
сырьевой базы;
I—свежая вода низкого напора; //—про-
тивопожарно-производственный водопровод;
/// — очищенные стоки низкого иапора;
///' — очищенные стоки высокого напора;
IV—оборотная охлажденная вода; V—обо-
ротная горячая вода.
О	о
О	о
о	о
о	о
6*
Многократное использование воды в системе оборотного водо-
снабжения резко снижает количество свежей воды, потребляемой
заводом, и количество сточных вод, сбрасываемых заводом в во-
доем, позволяет сооружать заводы в районах с менее мощными
водоисточниками.
Стоимость оборотной воды значительно ниже стоимости све-
жей воды и применительно к НПЗ, расположенному в средней
полосе страны, равна 10—11 руб. за 1000 м3.
На современных НПЗ существуют несколько систем оборот-
ного водоснабжения: первая система — для-аппаратов, охлаждаю-
щих или конденсирующих продукты, содержащие углеводороды С5
и выше; вторая система — для аппаратов, охлаждающих или кон-
денсирующих продукты, содержащие углеводороды до С«, третья
система — для барометрических конденсаторов установок АВТ и
битумных; четвертая система —для аппаратов, в которых воз-
можно загрязнение оборотной воды парафином и жирными кис-
лотами.
Третья система, в которой вода может загрязняться сероводо-
родом, существует только на старых НПЗ, а на современных за-
водах в связи с заменой барометрических конденсаторов смеше-
ния поверхностными такие системы не сооружаются.
В тех случаях, когда потребители установок могут загрязнить
оборотную воду специфическими веществами, необходимо преду-
сматривать специальный цикл оборотного водоснабжения для
этого потребителя. Так, например, в отдельный цикл следует вы-
делить оборотное водоснабжение производства серной кислоты,
исключив тем самым попадание серной кислоты в оборотную
воду, потребляемую другими установками. Кроме того, в спе-
циальную систему следует выделить оборотное водоснабжение
конденсаторов паровых турбин, являющихся приводами компрес-
сорных установок большой мощности, повысив, таким образом,
степень безаварийности работы этих машин.
Каждая система состоит из узла оборотного водоснабжения и
трубопроводов подачи потребителям охлажденной и возврата от
них горячей оборотной воды.
Как правило, возвращаемая горячая вода должна отводиться
потребителям под остаточным напором, достаточным для подачи
ее на узел оборотного водоснабжения. Возврат горячей воды
с разрывом струи (самотеком) допускается только при технико-
экономическом обосновании.
Горячая вода первой системы (отработанная), направляемая
на узел оборотного водоснабжения, сначала поступает в аварий-
ные нефтеотделители, где отстаивается в течение 30 мин для уда-
ления попавших в нее нефтепродуктов.
Горячая вода второй системы при выводе под остаточным на-
пором должна пройти контрольный сепаратор (объемом, равным
одноминутному расходу воды) или при выводе самотеком — аварий-
ный нефтеотделитель (на 20 мин отстоя). При этом сепаратор
164
размещается около потребителя в пределах границ установок,
а нефтеотделитель — на узле оборотного водоснабжения.
На установке серной кислоты должна предусматриваться авто-
матическая подача щелочного раствора для нейтрализации горя-
чей воды при снижении ее pH в случае попадания серной кис-
лоты.
Горячая вода четвертой системы на узле подвергается двух-
часовому отстаиванию в продуктоловушке для отделения пара-
фина и жирных кислот, также попадающих в воду при аварии
у потребителя.
После улавливающих сооружений оборотная вода подается на
градирни для охлаждения, затем подвергается специальной обра-
ботке и возвращается потребителю для дальнейшего использо-
вания.
- Узлы оборотного водоснабжения, как правило, обслуживают
группу технологических установок и объектов общезаводского
хозяйства и располагаются вблизи крупных потребителей воды.
В тех случаях, когда установками одновременно потребляется
вода первой, второй или четвертой систем оборотного водоснаб-
жения, узлы оборотного водоснабжения выполняются комбиниро-
ванными с общей насосной, реагентным хозяйством, систембй элек-
троснабжения и управления для всех этих систем.
На современном НПЗ всегда имеется несколько узлов оборот-
ного водоснабжения производительностью (суммарной по систе-
мам) 10 000—20 000 м3/ч каждый.
В состав узла оборотного водоснабжения входят: насосная
станция с отдельной группой насосов охлажденной, а если тре-
буется, й горячей воды для каждой системы; блок стабилизации
воды, общий для всех систем; фильтры охлажденной воды для
каждой системы; аварийные нефтеотделители для первой си-
стемы; продуктоловушки для четвертой системы; насосная стан-
ция откачивания уловленных нефтепродуктов для первой системы;
насосная станция откачивания продукта для четвертой системы;
насосная станция откачивания шлама из нефтеотделителей, про-
дуктоловушек и градирен всех систем; трубопроводы охлажден-
ной и горячей оборотной воды для каждой системы; общеузловые.
сети водопровода и канализации; нефте-, продукте- и шламопро-
воды; градирни для каждой системы.
Сети охлажденной воды оборотного водоснабжения, подающие
воду из узлов потребителям, выполняются кольцевыми с установ-
кой разделительных задвижек для обеспечения бесперебойности
подачи воды в случае выхода из строя какого-либо участка сети.
Сети горячей воды от потребителей до узлов оборотного водо-
снабжения выполняются тупиковыми.
Напорные сети изготавливаются из стальных, а самотечные —
из железобетонных и асбестоцементных труб.
Допускается прокладка напорных сетей оборотного водоснаб-
жения совместно с технологическими трубопроводами по эстака-
дам или ползучкам.
165
При прокладке трубопроводов в земле используется чугунная,
а при прокладке на открытом воздухе — стальная арматура.
Необходимость устройства теплоизоляции трубопроводов опреде-
ляется расчетом. В практике эксплуатации заводов на юге и
в средней полосе, Ленинградской области, Литовской и Белорус-
ской ССР трубопроводы охлажденной и горячей воды проклады-
ваются на открытом воздухе без изоляции. При этом предусмат-
ривается возможность опорожнения отключаемых участков сети.
На существующих НПЗ насосные станции узлов оборотного
водоснабжения выполняются:
1) с расположением насосов в заглубленном машинном зале,
что позволяет осуществить самозалив насосов от уровней воды
в аварийных нефтеотделителях, куда горячая вода в основном
поступает самотеком, и от уровней в резервуарах градирен; поме-
щения насосов охлажденной и горячей воды, имеющих нормаль-
ное исполнение, блокируются с взрывоопасными помещениями
для установки насосов откачивания уловленной нефти и шлама,
а также с помещениями блока стабилизации и др.;
2) с расположением насосов на отметке ±0.00 и с вакуумным
заливом этих насосов; машзал насосов охлажденной и горячей
воды блокируется с помещениями блока стабилизации и другими
нормальными помещениями, а насосы для откачивания уловлен-
ного нефтепродукта и шлама размещаются в отдельно стоящих
заглубленных насосных.
По пожаро- и взрывоопасности помещения насосной охлаж-
денной и горячей воды относятся к категории «Д» класса нор-
мального, насосные перекачки уловленных нефтепродуктов и
шлама — к категории «А» класса В-Ia (или В-1г, если насосы
установлены на открытом воздухе). Для каждой группы насосов
горячей и охлажденной оборотной воды следует предусматривать
один резервный насос при трех и менее рабочих, два резервных
насоса на 4—б рабочих и три резервных насоса на 7—9 рабочих.
Периодически работающие насосы для откачивания уловлен-
ной нефти и шлама могут иметь резервные агрегаты на складе.
Насосные станции узлов оборотного водоснабжения для но-
вых, а также расширяемых НПЗ при учете напорного режима
возврата горячей воды выполняются с расположением насосов
охлажденной и горячей воды на отметке ±0.00. В этом случае
аварийные нефтеотделители и градирни располагаются в обвало-
вании с таким расчетом, чтобы обеспечивался самозалив насосов
от уровней воды в них.
При строительстве незаглубленных насосных повышается на-
дежность работы оборотных систем водоснабжения, исключается
возможность затопления насосной, уменьшается возможность ее
загазованности, упрощаются система вентиляции, ремонт насос-
ного оборудования, его эксплуатация и т. д.
Для охлаждения оборотной воды на НПЗ, как правило, при-
меняются вентиляторные градирни с капельным оросителем в же-
лезобетонных, металлических и деревянных каркасах. Однако на
166
заводах довоенной постройки в благоприятных климатических
зонах можно встретить еще используемые для охлаждения обо-
ротной воды башенные безвентиляторные градирни и брызгаль-
ные бассейны.
Рис. VII. 2. Многосекционная градирня с вентилятором 2ВГ-70:
7 —вентилятор; 2— водоулавливающие решетки; 3—водораспределительная система; 4—ороси*
тель; 5—бассейн охлажденной воды;
/—трубопровод охлажденной воды; // — подающие трубопроводы; /// — переливная труба;
IV —грязевая труба.
Вентиляторные градирни могут быть многосекционными
(рис. VII. 2) с площадью оросителя каждой секции от 16 до
192 м2 и с собственным вентилятором в каждой секции, обеспечи-
вающим возможность ее локальной работы, и односекционными
башенного типа (рис. VII. 3) с площадью оросителя ^400 м2 и од-
ним вентилятором. Башенные градирни оснащались вентиляторами
167
фирмы «Нема», импортируемыми из ГДР, однако в настоящее
время разработан отечественный вентилятор типа 1-ВГ-104. Это
позволит применять башенные вентиляторные градирни с пло-
щадью оросителя >400 м2 в более широких масштабах.
Преимущества башенных вентиляторных градирен по сравне-
нию с многосекционными при больших расходах оборотной воды:
меньшая занимаемая площадь; меньший расход электроэнергии;
более высокий выброс и, следовательно, рассеивание теплого
Рис. VII. 3. Башенная градирня с вентилятором «Нема» (ГДР):
1—вентилятор; 2—водоулавливающая решетка; 3 — водораспределительная система; 4—оро-
ситель; 5 — машзал; d—трубопровод подачи горячей воды.
влажного воздуха (тумана), образующегося при работе градирен
(особенно в холодное время грда).
В каждой оборотной системе устанавливаются не менее двух
односекционных или двух секций многосекционных градирен.
Градирни оборудуются спринклерными устройствами для раз-
мыва наледей, образующихся во входных проемах для воздуха
в холодное время года, а также переливными трубами и трубами
для опорожнения.
Удаление отлагающегося в резервуарах градирен шлама осу-
ществляется передвижными насосами или гидроэлеваторами в об-
щую шламовую систему узла оборотного водоснабжения.
Расчет градирен ведется на среднесуточные значения темпера-
туры и влажности наружного воздуха в летний период, превыше-
168
ние которых может быть в течение 5 дней в году, как правило,
расчетная температура охлажденной воды принимается равной
25—28 °C, а температура горячей воды — 40—45 °C.
Нефтеотделители (рис. VII. 4), используемые для задержания
и сбора нефтепродукта, попавшего в оборотную воду первой си-
стемы, и продуктоловушки, применяемые для тех же целей на
оборотной воде четвертой системы, выбираются по типовым
проектам, разрабатываемым институтом Союзводоканалпроект.
Рис. VII. 4. Нефтеотделитель:
1—нефтесборная труба (поворотная); 2—гндроэлеватор; 3—лебедка; 4—скребковый транс-
портер.
Нефтеотделители оборудованы устройствами для сгребания и от-
ведения плавающего нефтепродукта и выпадающего шлама, про-
дуктоловушки— устройствами для удаления парафина.
Продуктоловушки и нефтеотделители имеют существенный не-
достаток: в них происходит разрыв струи и, таким образом, в слу-
чае отведения под избыточным напором горячая оборотная вода,
попав в эти сооружения с установок, теряет напор и дальнейшая
ее подача на градирни требует установки насосов. В настоящее
время институтом ВНИПИНефть разработан напорный нефте-
отделитель полочного типа, проходящий испытание на одном из
НПЗ. При положительных результатах испытания замена безна-
порных нефтеотделителей напорными позволит значительно улуч-
шить экономические показатели работы систем оборотного водо-
снабжения.
Разработаны и распространяются типовые проекты нефтеотде-
лителей производительностью 440; 660 и 880 л/с и продуктолову-
шек производительностью ПО; 165 и 220 л/с.
Сепаратор (рис. VII. 5), устанавливаемый на выходящем с тех-
нологической установки напорном трубопроводе горячей оборот-
ной воды второй системы, представляет собой цилиндрическую
169
емкость, на которой смонтированы указатели уровня воды и кла-
пан давления. При падении уровня воды в емкости ниже расчет-
ного и повышении давления выше расчетного происходит сброс
газа через клапан давления и подается сигнал аварийного положе-
ния на щит оператору установки.
В отличие от нефтеотделителей, сооружаемых в первой си-
стеме оборотного водоснабжения, сепараторы не требуют раз-
рыва струи, и горячая вода, пройдя через них, поступает под
избыточным напором прямо на градирни.
Нефтеотделители, устанавливаемые в узле на самотечном входе
оборотной воды второй системы, аналогичны нефтеотделителям,
применяемым для первой системы, и имеют те же недостатки.
Рис. VII. 5. Сепаратор для оборотной
воды второй системы объемом 5—20 мэ:
/ — дренаж; 2—предохранительный клапан;
верхний боковой штуцер — уровень воды при
нормальной работе; нижний штуцер — уровень
воды при аварийном попадании газа в воду.
Блок стабилизации оборотной охлаждающей воды предназна-
чен для обработки воды с целью придания ей свойств, при кото-
рых на стенках теплообменной аппаратуры не происходит образо-
вания карбонатных отложений накипи и биологических обраста-
ний, а также снижается коррозионность воды.
Необходимость обработки охлаждающей воды и доза вводи-
мых реагентов определяются опытным путем или по данным, по-
лученным при эксплуатации систем оборотного водоснабжения
аналогичных объектов, расположенных на том же источнике водо-
снабжения, а при отсутствии таких данных — на основании рас-
четов по нормам СНиП П-31—74 часть II, гл. 31.
В зависимости от качества добавочной воды и требований,
предъявляемых к оборотной воде, следует применять:
1.	Для снижения карбонатных отложений — фосфатирование,
если карбонатная жесткость оборотной воды в условиях работы
оборотной системы составляет около 6 мг-экв/л; подкисление при
высокой щелочности воды и необходимости уменьшения проду-
вочного расхода системы; комбинированное фосфатирование
(подкисление), если большую часть года обрабатывать воду фос-
фатами и только при возрастании щелочности — подкислять; элек-
тромагнитную обработку воды при технико-экономическом обосно-
170
вании по результатам опыта эксплуатации; ингибитирование для
защиты от коррозии (используется ингибитор ИКБ-4в).
2.	Для исключения биообрастаний теплообменной аппаратуры
и градирен — периодическое хлорирование и купоросирование.
Доза хлора Дх (в мг/л) для обработки воды с целью пред-
отвращения- обрастания теплообменников определяется либо по,
аналогии с действующими в этом районе системами оборотного
водоснабжения, либо по формуле:
Дх = ПК? + 2
где П — хлоропоглощаемость воды, добавляемой в систему, мг/л;
Л'у — коэффициент упаривания.
Если определенная по формуле доза хлора меньше 5 мг/л, сле-
дует принимать 5 мг/л.
Коэффициент упаривания находится следующим образом:
Л + Р2 + Р3
Р2+Рз
где Р[ — потери воды на испарение (для НПЗ северо-запада
1—2%); Р2— потери воды на капельный унос для вентиляторных
градирен (0,5%); Р3— расход воды на продувку и отбор на тех-
нологические нужды, %.
Время обработки воды хлором — 40—60 мин, частота — 2—
6 раз в сутки. Обработка прекращается, когда содержание хлора
в обработанной воде на выходе из последнего теплообменника,
равное 1 мг/л, сохраняется в течение 30—40 мин.
Для предупреждения биообрастаний водорослями градирен
оборотная вода подвергается обработке хлором (7—10 мг/л в те-
чение 1 ч и 3—4 раза в месяц) и медным купоросом (1—2 мг/л
в течение 1 ч и 3—4 раза в месяц).
Для предупреждения только обрастания водорослями доста-
точно введения медного купороса в тех же количествах и при той
же периодичности.
3.	Для снижения коррозионного воздействия воды предусмат-
ривается введение компонентов (гексаметафосфат или триполи-
фосфат натрия, раствора жидкого стекла, ингибитора коррозии
ИКБ-4в, цинко-хромовых ингибиторов и т. д.), способствующих
созданию защитных пленок на поверхности стенок теплообменных
аппаратов и трубопроводов.
В практике современных нефтеперерабатывающих заводов
предпочтение будет отдаваться ингибитору коррозии ИКБ-4в, так
как эффективности применения этого ингибитора способствует на-
личие в воде нефтепродуктов, которые образуют на поверхности
пленки ингибитора второй адсорбционный слой, обусловливаю-
щий большее, уплотнение пленки. Исследования показали, что
в оборотной воде, содержащей нефтепродукты, применение
ИКБ-4в снижает скорость коррозии в 5—10 раз, а в чистой
воде — в 2—Зраза.
171
Кроме того, преимущество ингибитора ИКБ-4в состоит в том,
что его введение в воду снижает накипеобразование на поверх-
ностях теплообменной аппаратуры и стенках трубопроводов, ока-
зывает моющее действие. Вследствие этого, даже не обладая пря-
мым бактерицидным действием, ингибитор ИКБ-4в способствует
очистке системы от грязевых отложений и биообрастаний.
Еще одним достоинством ингибитора ИКБ-4в является то, что,
попадая в стоки первой и второй систем канализации (образуе-
мые главным образом оборотной водой) при концентрации до
50 мг/л, он не оказывает вредного воздействия на процессы био-
химической очистки этих стоков.
Применение же цинко-хромового ингибитора (бихромат ка-
лия -J- цинк) на нефтеперерабатывающих заводах (особенно, ис-
пользующих очищенные стоки для водоснабжения) считается
нежелательным вследствие вредного его воздействия на процесс
биохимической очистки стоков.
Дозировка ИКБ-4в зависит от загрязненности оборотной си-
стемы. Во вновь вводимые и чистые системы для быстрого созда-
ния защитной пленки ингибитор следует подавать «залпом»
(100 г/м3) на все количество имеющейся воды. После обработки
этой воды ИКБ-4в вводится только в свежую воду, идущую на
подпитку, из расчета 50 г/м3, а при получении хороших результа-
тов — 25 г/м3.
В загрязненные оборотные системы подачу ИКБ-4в нужно на-
чинать с концентраций 10—25 г/м3 и постепенно увеличивать до
50 г/м3. Это обеспечит постепенное вымывание грязи из системы.
Расход рабочего раствора ИКБ-4в на подпиточную воду
V (в л/ч) определяется по формуле:
где а —заданная концентрация ингибитора в системе, г/м3; Q —
количество подпиточной воды, м3/ч; с — концентрация рабочего
раствора ингибитора, г/л.
Фильтрование оборотной воды для очистки от взвешенных ве-
ществ должно осуществляться постоянно в объеме 5—10% от об-
щего расхода. Для фильтрования используются напорные песча-
ные фильтры и сетчатые фильтры марки ВСФ-500, ВСФ-1000 и
ВСФ-2000, разработанные ОКБ ЭТХИМом. Эти фильтры можно
установить на напорных линиях охлажденной воды и тем самым
исключить необходимость применения дополнительных насосов.
Фильтр ВСФ показан на рис. VII. 6.
При промывке фильтров образовавшие осадок взвешенные ве-
щества отводятся вместе с водой в нефтеотделители и там осаж-
даются.
Нефтепродукты, уловленные в нефтеотделителях первой обо-
ротной системы, самотечными трубопроводами отводятся к насос-
ной и откачиваются в разделочные резервуары очистных соору-
жений канализации. В некоторых случаях, когда узлы оборотного
172
водоснабжения обслуживают крупные установки первичной пере-
работки, уловленные нефтепродукты разделываются в резервуа-
рах этих установок и зде<;ь же возвращаются в производство.
Уловленные в нефтеотделителях шламы собираются к насос-
ной системой самотечных трубопроводов либо подаются туда по
напорным трубопроводам гидроэлеваторами, а затем перекачи-
ваются в шламонакопители очистных сооружений канализации.
Иногда эксплуатационным персоналом заводов на территории
узла устраивается шламоуплотнитель (может использоваться от-
дельно стоящий резервуар или одна из секций нефтеотделителя),
Рис. VII. 6. Фильтр ВСФ:
7—фильтр; 2—электродвигатель промывного устройства: 3—трубопровод для ввода воды:
4—дренажные трубы; 5—трубопровод для вывода фильтрата.
в который шлам перекачивается гидроэлеваторами. После уплот-
нения шлам вывозится автотранспортом в шламонакопители
очистных сооружений.
Аналогичным образом удаляется шлам, выпадающий в резер-
вуарах градирен.
Жидкие парафины и жирные кислоты, уловленные в продукто-
ловушках четвертой системы, отводятся самотеком к насосной и
возвращаются на производство, а твердые периодически разогре-
ваются (при отключении ловушек) и тоже откачиваются на про-
изводство.
Системы свежей воды низкого и высокого напора. Основной рас-
ход свежей воды, потребляемой на современных нефтеперераба-
тывающих предприятиях, приходится на пополнение систем обо-
ротного водоснабжения. Подача свежей воды на пополнение
осуществляется, как правило, во всасывающие резервуары, охлаж-
денной воды с избыточным напором 20—50 кПа (2—5 м вод. ст.).
173
Другие потребители требуют свежую воду с избыточным напо-
ром 250—300 кПа (25—30 *м вод. ст.). Поэтому экономически
целесообразно иметь на НПЗ две самостоятельные системы све-
жей воды.
Система низкого напора обычно питается непосредственно от
насосов первого подъема или специальной группы насосов вто-
рого подъема, создающих свободный напор 20—50 кПа у наибо-
лее удаленного потребителя, и, таким образом, обеспечивает по-
дачу по специальной системе трубопроводов расчетных расходов
на пополнение систем оборотного водоснабжения и пожарного
запаса воды.
В системе высокого напора свежая вода подается на техноло-
гические нужды также по специальной системе трубопроводов со
свободным напором 250—300 кПа у наиболее удаленного потре-
бителя. Необходимый напор в сети при подаче расчетных рас-
ходов обеспечивается специальной группой насосов второго
подъема.
Перед подачей в системы свежая вода при необходимости под-
вергается очистке до требуемых показателей качества.
Насосная станция второго подъема обычно располагается вне
пределов завода и выполняется в нормальном исполнении с рас-
положением насосов на отметке ±0.00.
Система очищенных стоков. Очищенные производственные и
ливневые стоки НПЗ поступают в систему водоснабжения от спе-
циальной насосной, расположенной на канализационных очист-
ных сооружениях. Учитывая, что стоки применяются для попол-
нения систем оборотного водоснабжения и для технологических
целей, т. е. должны, как и свежая вода, подаваться с разными
напорами различным потребителям, на предприятиях, как пра-
вило, предусматривается использование трубопроводов сетей све-
жей воды также и для подачи очищенных стоков. При достаточ-
ном количестве очищенных стоков они подаются в сети систем
низкого и высокого напоров; в этом случае в насосной очистных
сооружений устанавливаются две группы насосов разного напора.
При недостаточном количестве очищенных стоков они направ-
ляются только на подпитку оборотных систем водоснабжения;
следовательно, в насосной очистных сооружений устанавливается
одна группа насосов.
Система противопожарного водопровода. На НПЗ эта система
наиболее разветвлена. Трубопроводы системы прокладываются
по всем дорогам и, таким образом, охватывают все предприятия,
включая и зону технологических установок, и зону резервуарных
парков, и предзаводскую зону, и очистные сооружения.
Подача расчетного пожарного расхода воды в систему и соз-
дание в ней необходимого напора обеспечивается насосами спе-
циальной пожарной насосной, забирающими воду из резервуаров
пожарного запаса воды.
Пожарная насосная располагается на территории завода
в районе, приближенном к месту возможного пожара с наиболь-
174 4
шим расходом воды (обычно у границы между зоной технологи-
ческих установок и зоной товарно-сырьевой базы). Насосы отно-
сятся к первой категории по водоснабжению и нулевой катего-
рии по электроснабжению. Для одного и более рабочего насоса
в насосной следует устанавливать два резервных.
Насосная имеет нормальное оборудование и насосы, распо-
ложенные на отметке ±0.00 под заливом от уровней воды в ре-
зервуарах пожарного запаса. Количество резервуаров пожарного
запаса должно быть не менее двух.
Сеть противопожарного водопровода оборудуется пожарными
гидрантами, устанавливаемыми по расчету, но не более чем
в 150 м один от другого. Сеть "Может быть самостоятельной либо
объединенной с сетями системы производственного или хозяй-
ственно-питьевого водопровода.
На многих действующих'НПЗ существуют объединенные сети
и даже системы противопожарно-хозяйственного водопровода, ко-
торые обеспечивают хозяйственно-питьевые нужды и нужды как
внутреннего, так и наружного пожаротушения завода.
В последнее время в связи с увеличением единичной мощности
технологических установок и объемов резервуаров хранения
нефти и нефтепродуктов возросли расходы воды на пожаротуше-
ние, а следовательно, стали больше и диаметры трубопроводов
сети противопожарного водопровода. В данных условиях практи-
чески невозможно обеспечить минимально Допустимые скорости
воды в объединенных сетях при подаче по ним только хозяйствен-
но-питьевых расходов. Поэтому на проектируемых и строящихся
нефтеперерабатывающих предприятиях предусматриваются объ-
единенные сети противопожарно-производственного водопровода,
по которым осуществляется подача свежей воды и очищенных
стоков на технологические нужды (свободный напор 250—
300 кПа) и противопожарные нужды наружного пожаротушения.
Такце объединение позволяет наиболее экономично обеспечить по-
дачу воды всем потребителям, обеспечить постоянный напор и
движение воды в сети трубопроводов. При включении пожарных
насосов подача в сеть свежей воды и очищенных стоков от групп
насосов высокого напора насосной второго подъема и насосной
очистных сооружений отсекается обратными клапанами, устанав-
ливаемыми на сети у этих насосов.
Во избежание излишнего расхода воды технологическими по-
требителями за счет повышения напора в сети при включении
пожарных насосов предусматривается установка на вводах к по-
требителям клапанов регуляторов давления «после себя».
Система хозяйственно-питьевого водопровода. Поскольку на-
чалу строительства НПЗ предшествует строительство жилого
района, для населения сооружается система хозяйственно-питье-
вого водоснабжения, от которой в дальнейшем, как правило, осу-
ществляется и хозяйственно-питьевое водоснабжение завода.
На НПЗ вода поступает в расчетном количестве от насосов
второго подъема жилрайона и, если напор воды достаточен,
175
разводится потребителям завода по специальной сети трубопрово-
дов, а если недостаточен, сначала подается в резервуары запаса
воды, а затем насосами третьего подъема — в сеть завода. Из си-
стемы хозяйственно-питьевого водоснабжения вода расходуется
также на нужды внутреннего пожаротушения.
Насосная хозяйственно-питьевого водоснабжения завода (если
она имеется) размещается вне его территории. Возможна блоки-
ровка насосов хозяйственно-питьевого водоснабжения в одно по-
мещение с насосами второго подъема производственного водо-
снабжения.
В составе насосной предусматриваются резервуары регулирую-
щего запаса питьевой воды, включающие запас на внутреннее
пожаротушение.
Оборудование насосной — нормального исполнения.
Сеть хозяйственно-питьевого водопровода — кольцевая, а на
участках, где диаметр трубопровода не более 100 мм, — тупико-
вая.	L.
Таким образом, на современном НПЗ имеются:
1)	сети оборотного водоснабжения охлаждающей и горячей
воды (раздельные для каждой системы и каждого узла);
2)	сеть противопожарно-производственного водоснабжения
(общая для подачи свежей воды и очищенных стоков высокого
напора на производственные нужды, а также для подачи расхо-
дов для наружного пожаротушения);
3)	сеть производственного водопровода (общая для подачи
свежей воды и очищенных стоков на пополнение систем оборот-
ного водоснабжения и пожарного запаса);
4)	сеть хозяйственно-питьевого водопровода.
В связи с большей насыщенностью территории НПЗ подзем-
ными коммуникациями и согласно требованиям бесперебойности
подачи воды потребителям все сети водопровода на НПЗ выпол-
няются из стальных труб. Вне территории завода при соблюдении
необходимых мероприятий по надежности допускается прокладка
сетей хозяйственно-питьевого водопровода и свежей воды из не-
металлических труб.
КАНАЛИЗАЦИЯ
Как отмечалось выше, сточные воды НПЗ обладают высокой
токсичностью. Поэтому правильность решения вопросов отведе-
ния и очистки сточных вод заводов, т. е. их канализации, имеет
первостепенное значение в предотвращении ущерба, который мо-
гут нанести эти стоки окружающей среде. В свою очередь рас-
ходы и качество сточных вод находятся в прямой зависимости
от правильности построения технологических схем и включенных
в состав завода нефтеперерабатывающих установок, а также от
того, насколько полно выполнены на установках и объектах
общезаводского хозяйства завода мероприятия по предотвраще-
нию и сокращению образования и загрязнения сточных вод. Целью
этих мероприятий является:
176
Гр резкое уменьшение сброса в канализацию нефтепродуктов
за счет организации их сбора от опорожнения аппаратов и трубо-
проводов при авариях и ремонтах, а также от прцбоотборников
и др.;
2)	исключение сброса в канализацию реагентов и других
токсических веществ, организация для этих компонентов специаль-
ных сборников или устройство специальных канализаций;
3)	исключение канализации резервуарных парков с токсич-
ными веществами;
4)	исключение использования воды для захолаживания паро-
вых конденсатов путем непосредственного смешения и др.;
5)	максимальное использование для захолаживания нефтепро-
дуктов аппаратов воздушного охлаждения вместо трубчатых или
погружных водяных холодильников.
СИСТЕМЫ КАНАЛИЗАЦИИ
На современном НПЗ предусматриваются:
1)	первая система производственно-ливневой канализации для
отведения и очистки производственных и ливневых нейтральных
сточных вод, загрязненных нефтепродуктами;
2)	вторая система канализации для отведения и последующей
очистки эмульсионных и химзагрязненных сточных вод, загряз-
ненных нефтью и нефтепродуктами, реагентами, солями и дру-
гими органическими и неорганическими веществами;
3)	ливневая канализация для отведения и последующей очист-
ки ливневых и талых вод с дорог, незастроенных территорий и
крыш зданий, расположенных вне установок;	/
4)	хозяйственНо-фекальная канализация для отведения и по-
следующей очистки этого вида стоков.
Первая система канализации состоит из одной канализацион-
ной сети для сбора и отведения на очистные сооружения завода
следующих сточных вод (если они не содержат токсичных ве-
ществ) :
1)	от конденсаторов смешения и скрубберов технологических
установок;
2)	от дренажа технологических лотков и узлов управления
(исключая сырьевые парки), приямков фундаментов под аппара-
тами и насосами;
3)	от уплотнений сальников насосов; ,
4)	от смыва полов производственных помещений (исключая
прмещения, в которых должна проводиться сухая уборка в связи
с наличием токсичных веществ);
5)	от промывки нефтепродуктов после защелачивания *;
* В некоторых случаях при промывке нефтепродуктов после защелачивания
образуются стойкие эмульсии, которые при обычной механической очистке не
разрушаются, и, следовательно, нефтепродукт из стоков не извлекается. Химизм
образования эмульсий еще не изучен, но практика показала необходимость ло-
кальной очистки этого вида стоков, а значит, и самостоятельной сети для их
отведения с установок.
177
6)	технологические конденсаты с технологических установок;
7)	от опорожнения водопроводных стояков, а также трубча-
тых и погружных холодильников и конденсаторов (при невозмож-
ности отведения этой воды в сеть горячей воды оборотного водо-
снабжения) ;
8)	от дренажа ресиверов воздуха;
9)	ливневых вод с площадок технологических установок и ре-
зервуарных парков;
10)	нефтесодержащие стоки от промыво-пропарочной станции
(если на заводе предусмотрены сооружения биохимической очист-
ки стоков первой системы);
11)	нефтесодержащие стоки от ТЭЦ и железнодорожной
станции.
Сеть первой системы канализации — самотечная. Учитывая,
что в сеть наряду с производственными отводятся также и ливне-
вые стоки, перекачивание которых вследствие большей неравно-
мерности поступления затруднена, при проектировании и эксплуа-
тации стараются сделать эту сеть канализации самотечной по
всей территории завода до сооружений нефтеулавливания очист-
ных сооружений и только после этих сооружений предусматри-
вают насосные перекачивания. На территории завода могут соо-
ружаться насосные подкачивания производственных стоков.
Вторая система канализации требует устройства отдельных
сетей для каждого вида стоков. Такое решение появилось в связи
с тем, что смешение всех видов стоков второй системы в одной
сети создаст значительные трудности для их последующей
очистки. Каждая сеть отводит тот или иной вид стоков от уста-
новок и объектов общезаводского хозяйства до сооружений
локальной очистки или до общезаводских очистных сооружений.
На современных НПЗ предусматриваются следующие сети ка-
нализации второй системы:
1.	Сеть стоков ЭЛОУ для отведения сточных вод от установок
или секций установок по подготовке (обессоливанию) нефти, под-
товарной воды от сырьевых резервуаров, эстакад слива нефти,
промыво-пропарочной станции (последнее, если нет сооружений
биохимической очистки стоков первой системы канализации).
Отведение стоков от установок подготовки нефти современных
заводов осуществляется под избыточным напором, имеющимся
в электродегидраторах, на общезаводские канализационные со-
оружения или на установку локальной очистки. От остальных
объектов стоки отводятся самотеком на очистные сооружения за-
вода
2.	Сеть для концентрированных сернисто-щелочных стоков,
отводимых от аппаратов для защелачивания нефтепродуктов.
3.	Сеть для кислых сточных вод, отводимых от установок про-
изводства серной кислоты, парков хранения серной кислоты и
олеума, реагентного хозяйства.
* На многих действующих заводах все стоки ЭЛОУ отводятся самотеком.
178
4.	Сеть для отведения кислых сточных вод, загрязненных па-
рафином и жирными кислотами, от установок получения синтети-
ческих жирных кислот и установок получения твердых парафинов.
5.	Сеть для отведения стоков, содержащих тетраэтилсвинец
(ТЭС), от установок этилирования бензинов, эстакад налива и
парка хранения этилированного бензина.
6.	Сеть для отведения фенолсодержащих стоков на установках
фенольной очистки масел и установках присадок.
7.	Сеть для отведения стоков, содержащих карбамид, на уста-
новках карбамидной депарафинизации и установках производства
карбамида.
8.	Сеть для отведения технологических конденсатов с установок
каталитического крекинга, контактного коксования и АВТ (послед-
нее— при переработке на заводе высокосернистых нефтей).
Отведение стоков, указанных в пп. 3—8, осуществляется само-
теком или под напором на сооружения локальной очистки.
Ливневая канализация на современных заводах состоит из од-
ной канализационной сети для сбора и отведения ливневых и та-
лых вод с незастроенных территорий, дорог и крыш отдельно стоя-
щих зданий завода на очистные сооружения. Как правило, сеть
ливневой канализации по территории завода до очистных соору-
жений— самотечная.
Хозяйственно-фекальная канализация завода состоит из одной
сети, отводящей стоки от бытовых помещений, санитарных узлов
технологических объектов, столовых и т. д. на очистные сооруже-
ния завода. Учитывая, что самотечная сеть хозяйственно-фекаль-
ной канализации вследствие сравнительно небольших расходов
стоков на начальных участках имеет малые диаметры труб, боль-
шие уклоны и заглубления, на этой сети, как правило, сооружают
насосные станции перекачивания.
Самотечные сети первой и второй систем производственной
канализации выполняются из керамических труб диаметром 100—
250 мм и железобетонных труб диаметром 300 мм и более, сети
ливневой канализации — из железобетонных труб диаметром
250 мм и более, сети хозяйственно-фекальной канализации — из ке-
рамических труб диаметром 100—250 мм и железобетонных труб
диаметром 300 мм и более.
На всех присоединениях выпусков и поворотах, в местах изме-
нения уклонов и диаметров, в местах перепадов, а также на рас-
стояниях
35 м при диаметре трубы					150 мм
50	м		»	5>	200—450 мм
75	м	>		»	500—600 мм
100	м		»		700—900 мм
150	м				1000-1400 мм
200	м	»			1500—2000 мм
устанавливаются смотровые колодцы, выполняемые из железобе-
тона со специальным покрытием или без него — в зависимости от
179
агрессивности стоков. На присоединениях к производственной ка-
нализации всех видов выпусков (от аппаратов, емкостей, насосных,
постаментов, резервуарных парков и т. д.), на выходе с установок,
а также на прямых участках через 250 м устанавливаются колодцы
с гидрозатворами для предотвращения распространения огня по
сети канализации при пожаре. Высота столба воды в каждом за-
творе должна быть не менее 0,25 м. Конструкции колодцев с гид-
розатворами приведены на рис. VII. 7.
Для приема ливневых и талых вод на сети первой системы
производственно-ливневой канализации и ливневой канализации
устанавливаются дождеприемные колодцы из железобетонных эле-
ментов с дырчатыми крышками. К сети производственной канали-
зации первой системы дождеприемные колодцы присоединяются
через колодец с гидрозатвором.
Рис. VII. 7. Колодцы с гидрозатворами:
а —тип 1; б—тип II;
входной трубопровод; ZZ—магистральный трубопровод; III—выходной трубопровод.
Не допускается присоединение выпусков хозяйственно-фекаль-
ной канализации и санузлов к производственной канализации.
Сеть производственной канализации должна быть рассчитана
на пропуск промышленных стоков, ливневых вод, отводимых в
промканализацию, и 50% пожарного расхода воды, если послед-
ний больше расчетного ливневого расхода. Сеть должна быть за-
крытой, выполненной из несгораемых материалов.
При параллельных прокладках сетей производственной и хозяй-
ственно-фекальной канализаций минимальное расстояние между
ними должно быть 3,5, а между стенками колодцев — 3,0 м.
На участках сети, где по техническим причинам невозможно
выдержать расстояние между осями труб, сеть хозяйственно-фе-
кальной канализации следует выполнять из стальных труб со
сварными соединениями при обязательном соблюдении расстояния
между колодцами.
На выпусках канализации с территорий резервуарных парков
должны устанавливаться задвижки, нормально находящиеся в за-
крытом состоянии и открываемые для выпуска воды после ливня.
180
При пересечении с хозяйственно-питьевым водопроводом рас-
стояние между трубопроводами в свету должно быть не менее
0,4 м. Допускается уменьшение этого расстояния при прокладке
водопровода в футляре из стальной трубы. При пересечении с до-
рогами расстояние до верха трубы от подошвы рельса желез-
ной дороги и верха покрытия автодороги должно составлять не
менее 1м.
Пересечение самотечными трубопроводами автомобильных и же-
лезных дорог на территории завода осуществляется без устройства
футляров.
Минимальные глубины заложения, уклоны и скорости потока,
а также размеры колодцев и их конструкция, устройство и кон-
струкция оснований под трубопроводы принимаются в соответствии
с СНИП 11-32—74.
Напорные сети канализации по территории завода укладывают-
ся из стальных труб. В большинстве случаев напорные сети произ-
водственной канализации прокладываются совместно с технологи-
ческими трубопроводами на эстакадах или низких опорах, а сети
хозяйственно-фекальной канализации — в земле.
Насосные станции перекачивания всех канализационных стоков
на НПЗ выполняются во взрывобезопасном исполнении. При глу-
бине расположения насосов более 1 м ниже отметки земли'машин-
ный зал должен иметь два выхода.
Выходы необходимо располагать на противоположных концах
помещений. При площади помещения до ПО м2 устраиваются одна
закрытая лестничная клетка и одна вертикальная шахта со стре-
мянкой, при площади помещения более ПО м2 — две закрытые ле-
стничные клетки. Вход в шахту или лестничную клетку должен
быть на уровне пола помещения. Размещение над машинным за-
лом электропомещений и помещений А и КИП, а такж.е вентиля-
ционных камер не допускается. Всасывающие резервуары насос-
ных выполняются отдельно стоящими на расстоянии 10 м от на-
сосной и также во взрывобезопасном исполнении.
Факторы, от которых прямо зависят расходы и качество сточ-
ных вод, образующихся в процессе производства на НПЗ, анало-
гичны приведенным выше (см. стр. 176).
На действующих отечественных НПЗ на 1 т перерабатываемой
нефти образуется следующее количество производственных сточ-
ных вод: 1) на заводах топливного профиля — 0,23—0,95 м3 стоков
первой системы, 0,09—0,20 м3 стоков второй системы, 0,51—1,0 л
сернисто-щелочных стоков; 2) на заводах топливного профиля —
0,40—1,50 м3 стоков первой системы, 0,10—0,25 м3 стоков второй
системы, 1,0—2,5 л сернисто-щелочных стоков; 3) на крупных неф-
техимических комбинатах — 2,0—3,0 м3 стоков первой системы,
1,2—2,0 м3 стоков второй системы, 13—15 л сернисто-щелочных
стоков.
Указанные расходы стоков первой и, частично, второй систем
заводов всех профилей включают расходы нефтесолесодержащих
181
сточных вод от предприятий, сопутствующих заводам (ТЭЦ, же-
лезнодорожная и пропарочная станции и т. д.).
Сточные воды первой системы (pH = 7,8 4- 8,6) содержат
(в мг/л)
Нефтепродукты................ <5000
Соли общие..................*. <1500
Взвешенные вещества......... < 100
Аммонийный азот............. <30
БПКпол.................... 250-450*
ХПК......................... 400-550 *
* В зависимости от профиля завода.
и, кроме того, в зависимости от решения системы канализации за-
вода
Фенолы....................
Сульфиды .................
<5-8
<2
Ниже приводятся составы сточных вод второй системы.
Стоки ЭЛОУ (pH = 7,5 ~ 7,8) содержат (в мг/л):
Нефтепродукты.............
Соли общие................
Взвешенные вещества . . . .
Поверхностно-активные веще-
ства .......................
Фенолы...................
Аммонийный азот
ВПК
ХПК
пол
<10 000
<50 000
< 1000
80-100
15-20
20-30
300-500*
600-750 *
* В зависимости от профиля завода.
Концентрированные сернисто-щелочные стоки, сбрасываемые
с установок заводов, перерабатывающих сернистые и высокосерни-
стые нефти, имеют (при концентрации 10% и pH = 14) следующий
расчетный состав (в мг/л):
Сульфиды.................... 26 000
Сера общая.................. 35 000
Фенолы летучие................. 5000
Общая щелочность (NaOH) . . .	100 000
Нефтепродукты.................. 3000
БПКпол......................' 75000
ХПК......................... 85 000
В зависимости от типа перерабатываемой нефти (сернистой 1
или высокосернистой II) загрязнение конденсатов характеризуется
следующей таблицей:
182
Технологические установки	Содержание сульфидов, мг/л		Содержание аммонийного азота, мг/л		Содержание фенола, мг/л		pH	
	I	и	I	П	I	II	т	П
Первичной пе- реработки Каталитическо- го крекинга (43-102) . . Каталитическо- го крекинга (1-А) .... Замедленного коксования (21-10) . . .	5-15 670 550 3800	100-560 2500 1600	700-1500 6100 380 2380	400-1000 3200 610	8-17 560 420 350	4-7 300 470	8,0—8,1 9,4 9,2 10,2	7,6-7,7 9,5 8,5
Стоки от промывки нефтепродуктов после защелачивания со-
держат до 10—15 мг/л сероводорода и до 60 мг/л фенолов; pH =
= 8 4-9.
Стоки от цехов синтетических жирных кислот, ’получаемых из
твердых парафинов (pH = 4), имеют следующий состав (в мг/л):
парафин —до 150; БПКпол— 7200; ХПК — 9200.
Стоки, содержащие тетраэтилсвинец, включают до 100 мг/л
ТЭС, до 50 мг/л взвешенных веществ и до 2000 мг/л нефтепродук-
тов.
Расходы ливневых вод, отводимых с территории завода, зави-
сят от количества осадков, выпадающих в районе расположения
завода.
Загрязнение ливневых стоков, отводимых в производственно-
ливневую канализацию, принимается аналогичным загрязнению
сточных вод первой системы. В стоках, отводимых в ливневую ка-
нализацию, содержится до 125 мг/л нефтепродуктов и до 125 мг/л
взвешенных веществ.
Расход хозяйственно-фекальных стоков принимается равным
расходу хозяйственно-питьевой воды на хозяйственные и душевые
нужды завода. Загрязнения — типичные для этого вида стоков.
Однако следует учитывать, что, несмотря на все принимаемые
меры, хозяйственно-фекальные стоки завода содержат нефте-
продукты.
ОЧИСТНЫЕ СООРУЖЕНИЯ
На НПЗ предусматриваются следующие комплексы очистных
сооружений:
1.	Комплекс сооружений полной механической, биохимической
очистки и доористки стоков первой системы канализации, которые
после доочистки в полном объеме возвращаются на завод для ис-
пользования в системе производственного водоснабжения.
183
2.	Комплекс сооружений полной механической, биохимической
очистки и доочистки смеси стоков второй системы канализации,
которые после доочистки в полном объеме сбрасываются в водоем.
3.	Сооружения локальной очистки:
—	стоков ЭЛОУ;
—	сернисто-щелочных стоков, если в составе завода не преду-
смотрена утилизация сернистых щелоков;
—	стоков от промывки нефтепродуктов после защелачивания,
если сброс этих стоков в первую систему канализации может при-
вести к эмульсации стоков первой системы;
—	ливневых стоков, которые в аварийных ситуациях на заводе
могут быть загрязнены нефтепродуктами.
Кроме того, в составе завода и технологических установок для
стоков, содержащих тетраэтилсвинец, для кислых стоков, загряз-
ненных неорганическими кислотами, для кислых стоков, загрязнен-
ных парафинами и жирными кислотами, для фенолсодержащих
стоков и стоков, содержащих карбамид, а также для всех других
стоков, загрязненных специфическими веществами, которые могут
затруднить очистку общего стока, предусматриваются сооружения
(установки) локальной очистки.
4.	Комплекс сооружений механической очистки хозяйственно-
фекальных стоков НПЗ, которые в аварийных ситуациях на заводе
могут иметь загрязнение нефтепродуктами выше нормально допу-
стимых пределов.
5.	Комплекс сооружений полной механической и биохимической
очистки хозяйственно-фекальных стоков жилого района (поселка,
города) и других, связанных с НПЗ, объектов (ТЭЦ, стройбаза
и т. д.).
6.	Комплекс сооружений по обезвоживанию уловленных нефте-
продуктов.
7.	Комплекс сооружений по обезвоживанию и уничтожению неф-
тешламов, осадков от механической очистки хозяйственно-фекаль-
ных стоков, избыточных активных илов от биохимической очистки
всех видов стоков.
Необходимость локальной очистки на заводе стоков ЭЛОУ и
сернисто-щелочных стоков определяется в каждом отдельном слу-
чае в зависимости от мощности и загрязненности водоема, в кото-
рый предусматривается сброс очищенных стоков завода, общего
расхода предполагаемого к сбросу в водоем очищенного стока и
остаточного его загрязнения.
Механически очищенные хозяйственно-фекальные стоки нефте-
перерабатывающего завода направляются на биохимическую очи-
стку со стоками второй системы.
ЛОКАЛЬНАЯ ОЧИСТКА СТОКОВ
Стоки электрообессоливающих установок (ЭЛОУ). Если расход
этих стоков и количество вносимых ими загрязнений создают не-
допустимый для сброса в водоем объем стоков второй системы,
предусматривается сооружение в составе НПЗ установки уничто-
184
жения’стоков ЭЛОУ методом выпаривания с последующей утили-
зацией солей и использованием получаемого конденсата в системе
производственного водоснабжения завода.
В настоящее время существует схема установки упаривания
стоков ЭЛОУ под вакуумом в многокорпусном испарителе с после-
дующим доупариванием солевого раствора в аппаратах погруж-
ного горения, сушкой и выделением солей в аппаратах кипящего,
слоя (КС).
Эта схема проверена на опытной и опытно-промышленной уста-
новках. Выполнены рабочие чертежи и осуществлено строительство
Рис. VII. 8. Принципиальная схема установки выпаривания стоков ЭЛОУ:
/-резервуар-усреднитель; 2—отделение содо-нзвестковой очистки; 3—теплообменник;
4—деаэратор; 5—теплообменник; 6—пароэжектор; 7 —выпарные аппараты; 8—иасос; 9—от*
стойник; 10—аппарат погружного горения; 11— центрифуга; 12—аппарат КС.
/ — стоки ЭЛОУ; // — меловая затравка; III — рассол; IV—греющий пар 0,3 МПа с завода;
V—вторичный пар; VI— опресненный сток; VII—рециркуляционная линия; VIII—топливный
газ с завода; IX—NaCl на утилизацию; X— маточный раствор; XI—MgClj н CaCli на ути-
лизацию.
установки производительностью 250 м3/ч. Стоимость уничтожения
1 м3 стоков на этой установке (по технико-экономическому рас-
чету)— 1,37 руб. Установка размещается на территории зайода и
входит в состав технологического комплекса нефтепереработки.
Конденсат, получаемый на установке при выпаривании стоков,
имеет высокое значение ВПК и поэтому направляется для доочи-
стки на сооружения биохимической очистки стоков первой системы
канализации, а затем вместе со всеми очищенными стоками первой
системы используются в системе водоснабжения. Полученная в ре-
зультате упаривания в аппаратах погружного горения и последую-
щей сушки в аппаратах КС смесь солей захоранивается. В даль-
нейшем предусматривается центрифугирование рапы после
аппаратов погружного горения. В результате будет получена су-
хая поваренная соль (75% от общего количества солей), годная
для использования в кожевенной промышленности, и раствор солей
185
хлористого кальция и хлористого магния, который может быть
применен в дорожном строительстве. Принципиальная схема уста-
новки приведена на рис. VII. 8.
Сернисто-щелочные стоки. Эти стоки могут быть поданы на
совместную биохимическую очистку с другими стоками второй си-
стемы, если в результате смешения содержание сульфидов (по об-
щей сере) в смешанном стоке не превысит 20 мг/л при одноступен-
чатой и 50 мг/л при двухступенчатой биохимической очистке.
Невозможность соблюдения приведенных выше условий указы-
вает на недопустимость сброса сернисто-щелочных стоков в кана-
лизацию. В этом случае в составе завода либо предусматривается
строительство специальной установки по обезвреживанию серни-
сто-щелочных стоков, дибо изыскиваются возможности передачи
стоков другим ведомствам для промышленного применения. По-
следнее наиболее экономически целесообразно, так как позволяет
более полно использовать дефицитный реагент — щелочь. Прове-
денные лабораторные и опытно-промышленные исследования пока-
зали возможность применения отработанных сернисто-щелочных
стоков НПЗ, например, в целлюлозно-бумажной промышленности.
Имеющиеся на ряде НПЗ установки обезвреживания сернисто-
щелочных стоков методом карбонизации работают вполне удовлет-
ворительно.
При наличии в составе НПЗ такой установки отработанные сер-
нисто-щелочные растворы всех технологических установок откачи-
ваются в емкости-усреднители установки карбонизации, в которых
происходит отстаивание их от нефтепродуктов и усреднение. Из
усреднителей стоки забираются насосами и подаются для по-
догрева до 110°C последовательно в теплообменник и подогрева-
тель, из которого под остаточным напором передаются в карбони-
заторы, где происходит карбонизация стоков двуокисью углерода.
Необходимая для процесса двуокись углерода получается или
на установке производства инертного газа, или на специальной ус-
тановке, где СО2 извлекается раствором моноэтаноламина из ды-
мовых газов, получаемых сжиганием углеводородных газов в печи
под давлением.
Процесс карбонизации протекает при температуре до 100 °C
с выделением сероводорода, отводимого на установку получения
серной кислоты (элементарной серы). После карбонизаторов стоки
охлаждаются до 60 °C и поступают в емкость для отстаивания от
фенолов. Из нее стоки вновь забираются насосами и подаются сна-
чала в теплообменник, где нагреваются до 90°C, а затем в колонну
на окончательную карбонизацию. Из колонны после охлаждения
до 40°C стоки сбрасываются в канализацию стоков ЭЛОУ. Эта
схема не полная, но по ней работают все имеющиеся установки.
Стоимость обезвреживания 1 м3 сернисто-щелочных стоков по фак-
тическим данным составляет 2,33—5,46 руб.
Полная схема предусматривает регенерацию содового раствора
с получением щелочи. По полной схеме построена одна из имею-
щихся на заводах установок, но из-за низкой концентрации исход-
186
ных сернисто-щелочных стоков (на этом заводе существует само-
течная канализация сернисто-щелочных стоков, отводящая и кон-
центрированные сернисто-щелочные растворы и слабо щелочные
воды от промывок после защелачивания) процесс регенерации не
проводится, и установка работает также по неполной схеме.
Следует ожидать, что в дальнейшем на нефтехимических пред-
приятиях, где расход щелочи в технологических процессах продол-
жает оставаться весьма значительным, установки карбонизации
будут использоваться, и, следовательно, необходимо при решении
технологических процессов стремиться к использованию щелочных
растворов высокой концентрации (10%), что позволит работать ус-
тановкам карбонизации по полной схеме с получением щелочи,
годной для повторного использования.
Рис. VII. 9. Принципиальная схема установки карбонизации сернисто-щелочных
стоков:
1 — резервуар-усреднитель; 2—теплообменник; 3—предварительные карбонизаторы; 4—отстой-
ник фенолов; 5—окончательный карбонизатор;
/-сернисто-щелочные стоки; II—карбонизированный сток;/// — двуокись углерода’, IV —серо-
водородный газ на утилизацию; V — фенол; VI — пар (0,6 МПа).
На НПЗ, где все более и более находят применение процессы
без защелачивания, установки карбонизации, видимо, не будут
иметь применения в дальнейшем.
Принципиальная схема установки карбонизации приведена на
рис. VII. 9.
Сернисто-щелочные стоки, направляемые на очистные соору-
жения по напорному трубопроводу, должны во всех случаях по-
ступать в усреднители-отстойники, а из них равномерно, в тече-
ние всего времени года, подаваться в смеситель биохимической
очистки стоков второй системы.
Стоки от промывки нефтепродуктов после защелачивания.
В большинстве случаев эти стоки прямо на установках сбрасы-
ваются в первую систему канализации и вместе с другими
стоками поступают на очистные сооружения. Однако, как было
сказано выше, проведенное на одном из заводов выделение этих
стоков в самостоятельную систему позволило улучшить сте-
пень механической очистки оставшегося общего стока первой
системы. Видимо, в дальнейшем стоки от промывки необходимо
подавать из промывных аппаратов на очистные сооружения по
187
самостоятельному трубопроводу под избыточным давлением и под-
вергать их отстаиванию в специальных резервуарах (проведенные
опыты показали, что после отстаивания в течение 1 ч эти стоки
имеют остаточное содержание нефтепродуктов не более 25—
30 мг/л), а затем направлять в смеситель биохимической очистки
стоков первой системы.
Стоки, содержащие тетраэтилсвинец. Образующиеся на уста-
новке этилирования бензина сточные воды, содержащие ТЭС, вы-
сокотоксичны и без очистки не могут быть сброшены ни в одну
систему канализации, т. е. процесс очистки стоков от ТЭС дол-
жен быть неотъемлемой частью процесса этилирования бензинов.
Работа установки очистки стока от ТЭС (рис. VII. 10) основа-
на на принципе экстракции растворенного в воде тетраэтилсвин-
ца чистым бензином. Значительно более высокая, чем в воде,
Рис. VII. 10. Принципиальная схема установки очистки стоков от ТЭС:
/—муфтовые вентили; 2—отстойники; 3—статические отстойники;
/—стоки, содержащие ТЭС; //—чистый бензин; ///—очищенный сток; IV—бензин, содержа-
щий ТЭС.
растворимость ТЭС в бензине гарантирует полную экстракцию
его из воды.
Собираемые системой канализации на установке этилирова-
ния бензина стоки поступают в приемный резервуар, откуда за-
бираются насосом и через смеситель, в котором происходит сме-
шение стоков с чистым бензином в соотношении 25 : 1, подаются
в емкость-отстойник. Отстоявшийся бензин откачивается в резер-
вуар этилированного бензина, а вода снова забирается насосами
и через смеситель направляется в следующую емкость. После
третьей емкости вода поступает в емкость статического отстоя и
далее, практически не содержащая тетраэтилсвинца, отводится в
первую систему канализации.
Вследствие того, что стоки первой системы после очистки в
полном объеме используются в системе производственного водо-
снабжения, попадание тетраэтилсвинца в водоем исключено.
Стоки, содержащие неорганические кислоты. На НПЗ число
установок, с которых возможен сброс стоков, содержащих неор-
ганические кислоты, обычно невелико (одна-две установки), и при
нормальном ведении процесса попадание кислых стоков в сети
канализации практически исключено. Поэтому сооружение спе-
циальной канализации нецелесообразно. Для нейтрализации кис-
лых стоков на месте их возможного Образования применяют ре-'
акторы-емкости с использованием щелочи, извести или соды,
188 _
Нейтрализованные стоки направляются в канализацию стоков
ЭЛОУ.	'
Технологические конденсаты. Технологический конденсат водя-
ного пара с установок АТ или АВТ при переработке на них вы-
сокосернистых нефтей, а также с установок каталитического
крекинга (типа 43-102 и 1-А) и замедленного коксования (типа
21-10) при переработке на заводе сернистых и высокосернистых
нефтей направляется на установку локальной очистки. Если при-
меняется метод окисления под давлением с переводом сульфи-
дов в тиосульфаты, то полученный окисленный конденсат сбра-
сывается во вторую систему канализации, а если другой метод,
который не вызывает увеличения содержания солей в очищен-
ном конденсате выше 500 мг/л (например, метод адсорбции), то-
в первую систему.
Стоки, содержащие синтетические жирные кислоты и твердые
парафины. Эти стоки перед сбросом с установки должны подвер-
гаться отстаиванию в продуктоловушках (типа нефтеловушек) в
течение 4 ч. Число секций продуктоловушек должно быть не менее
двух. В продуктоловушках необходимо предусмотреть подогрев
для поддержания парафина в жидком состоянии.
Уловленные парафины и жирные кислоты отводятся в сборную
(обогреваемую) емкость, а затем откачиваются в разделочные ре-
зервуары, из которых возвращаются в производство.
Отстоенные стоки нейтрализуются и далее направляются на
биохимическую очистку со стоками второй системы.	ч
Сточные воды, содержащие органические вещества (фенол,
крезол, фурфурол, бензол, дихлорэтан, дихлорметан, метанол,
метилэтилкетон и др.), обычно не нуждаются в предварительной
очистке на локальных очистных сооружениях, так как концентра-
ции этих веществ находятся в пределах, допустимых нормами для
подачи на сооружение биохимической очистки. Однако на уста-
новках, где органические вещества могут попасть в сточные воды
в превышающих нормы количествах (например, на установках фе-
нольной очистки масел), предусматриваются сборники, из которых
стоки либо направляются в производство, либо равномерно сбра-
сываются в канализацию, причем время сброса определяется ис-
ходя из условия недопустимости превышения нормативного содер-
жания сбрасываемого соединения в общем стоке. На выпусках
стоков с установок предусматриваются задвижки.
Ливневые стоки. Поступающие с незастроенных территорий,
дорог и крыш отдельно стоящих зданий ливневые стоки-отводятся
наикратчайшими путями за пределы территории завода и .посту-
пают в отстойные резервуары (пруды), из которых перекачиваются
на очистные сооружения. В зависимости от рельефа площадки НПЗ
может быть несколько выпусков ливневой канализации с террито-
рии завода, а значит, и несколько прудов. Объем каждого пруда
должен обеспечивать отстаивание и зарегулирование максималь-
ного ливня с обслуживаемой им территории. Пруды оборудуются
нефтесборными устройствами.
189
При использовании ливневых стоков в системе производствен-
ного водоснабжения у прудов сооружаются насосные станции для
откачивания стоков на очистные сооружения завода или на бли-
жайший узел оборотного водоснабжения.
СООРУЖЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКОЙ ОЧИСТКИ
Механической очистке от нефтепродуктов (плавающих и эмуль-
гированных) и взвешенных веществ подвергаются на раздельных
сооружениях стоки первой производственно-ливневой и второй си-
стем производственной канализации, а также хозяйственно-фекаль-
ные стоки. Стоки первой системы очищаются последовательно в пе-
сколовках, нефтеловушках, отстойниках дополнительного отстоя,
флотационных установках или песчаных фильтрах.
Расчет сооружений ведется на максимально-часовой расход
плюс зарегулированный расход ливневых стоков, поступающих
в промливневую канализацию, так как перед песколовкой на сети
предусматривается устройство ливнесброса для отведения в аварий-
ный амбар избыточного (сверх расчетного) расхода стоков во вре-
мя ливня или нефтепродукта при аварии (разрыве) резервуара.
Объем аварийного амбара определяется суммой расхода ливне-
вых вод за один дождь продолжительностью 20 мин при повторяе-
мости один раз в год и объемом наиболее крупного наземного ре-
зервуара нефтепродуктов, имеющегося в канализуемых парках
резервуаров завода (но суммарно не более 20 000 м3).
Аварийные амбары оборудуются устройствами для сбора всплы-
вающих нефтепродуктов. Отстоявшаяся вода равномерно в тече-
ние трех-четырех суток подается на сооружения механической очи-
стки. Нефтепродукты, отстоявшиеся из стока, перекачиваются в
разделочные резервуары очистных сооружений, а нефтепродукты,
попавшие в амбар при разрыве резервуара, откачиваются на за-
вод. Аварийные амбары в большинстве случаев представляют со-
бой копаные земляные емкости.
Песколовки служат для задержания крупных минеральных
примесей и нефтепродуктов. Расчетное время прибывания стоков —
30 с. Как правило, применяются железобетонные песколовки гори-
зонтального типа с круговым движением воды (из условия более
удобного сбора нефтепродукта). Изготовляются такие песко-
ловки по типовым проектам. Производительность их колеблется
от 1400 до 64000 м3/сутки.
Нефтеловушки предназначены для удаления основной части
нефтепродуктов и мелких минеральных частиц. Время отстоя —
2 ч. Применяются типовые железобетонные двух-, трех- и четы-
рехсекционные нефтеловушки производительностью, соответствен-
но, НО; 165 и 220 л/с. Остаточное содержание нефтепродуктов в.
стоках после нефтеловушек ~ 100 мг/л. Нефтеловушки оборудо-
ваны поворотными трубами для сбора нефтепродуктов и скребко-
выми транспортерами для сгребания осадка и сгона плавающей
нефти к трубам. Удаление осадка осуществляется через донные
клапаны самотеком или гидроэлеваторами под напором.
190
В зарубежной практике (США, Япония) широко используются
пластинчатые нефтеловушки. Отечественные нефтеловушки пла-
стинчатого типа (рис. VII. И) в настоящее время проходят испы-
тания на ряде заводов. При значительно меньших размерах и ка-
питальных затратах на строительство эти ловушки обеспечивают
такой же эффект очистки, что и существующие нефтеловушки.
Рис. VII. 11. Пластинчатая нефтеловушка.
/ — секции нефтеловушки; 2—поворотные трубы для сбора нефтепродукта; 5—сгребающее
устройство; 4—пластинчатые блоки; 5—гндроэлеватор; 6 — лебедка.
Отстойники дополнительного отстоя (рис. VII. 12) служат для
более полного удаления всплывающих нефтепродуктов и осаждаю-
щихся взвесей, а также усреднения состава сточных вод.. Отстой-
ники принимаются типовые, приспособленные из первичных от-
стойников, железобетонные, оборудованные устройствами для
сгребания осадка и сгона нефтепродукта, во взрывобезопасном
исполнении. Диаметр отстойника 30 и 40 м, производительность,
соответственно, 360 и 760 м3/ч.
Время отстаивания стоков в отстойниках дополнительного от-
стоя— 6 ч, расчетный эффект очистки — до 70 мг/л.
На существующих заводах для тех же-целей часто используют-
ся пруды дополнительного отстоя, состоящие из двух последова-
191
Рис. VII. 12. Отстойник дополнительного отстоя:
/ — цлоскреб; 2—лоток сбора стоков: 3—лоток сбора нефти.
тельных секций, объем которых обеспечивает прибывание Стоков
в течение 12—18 ч (первая секция — 2/3 объема, вторая — ]/з объ-
ема).
Пруды оборудованы приспособлениями для равномерного рас-
пределения расхода стока по сечению пруда и устройствами для
удаления всплывающей нефти. Глубина прудов — 2—3 м. Эффект
очистки в прудах несколько ниже, чем в отстойниках. Отрицатель-
ным в работе прудов является то, что сбор нефти в них осуществ-
ляется периодически, а удаление осадка — только при опорожне-
нии пруда. Пруды занимают значительно большую, чем отстой-
ники, площадь.
Флотационные установки предусматриваются для очистки воды
от эмульгированных нефтепродуктов и мелких взвешенных частиц
минерального и органического происхождения. Рекомендуется фло-
тация по напорному методу. В состав флотационной установки вхо-
дит насосно-эжекторная станция для подачи основного и циркуля-
ционного расходов стоков, совмещенная с реагентным хозяйством'
смесителей и отстойных флотационных камер.
Стоки основного потока, поступающие во всасывающий резер-
вуар, расположенный при насосной, забираются насосами и по-
даются в смеситель. В этот же смеситель поступает 50% очищен-
ного во флотаторе стока (циркуляционный расход), предваритель-
но насыщенного воздухом и реагентами (сернокислый алюминий).
Насыщение циркуляционного расхода воздухом осуществляется
через эжекторы, установленные на отводах от напорного к всасы-
вающему патрубку насосов подачи циркуляционного расхода.
Реагенты вводятся во всасывающие патрубки тех же насосов.
Далее этот расход поступает в напорный контактный резервуар, а
затем в смеситель. Из смесителя суммарный смешанный сток
направляется в отстойные флотационные камеры — флотаторы
(рис. VII. 13).
Расчетные параметры для установки напорной флотации: на-
грузка на 1 м2 площади флотатора с учетом циркуляционного рас-
хода— 3—4 м3/ч; доза коагулянта по сухому веществу — до 50 мг/л;
объем воздуха, подаваемого через эжектор, — 3—5% от объема об-
рабатываемых стоков; время пребывания стока в напорном кон-
тактном резервуаре— 1 мин; давление в резервуаре — 0,3—0,4 МПа.
Снимаемую с флотаторов пену в количестве 3—4% от общего
количества сточных вод рекомендуется направлять через пено-
сборную емкость на установку сжигания шлама. Остаточное содер-
жание нефтепродуктов в стоках после очистки на флотационной
установке — 25—30 мг/л.
Флотаторы изготавливаются из железобетона и оборудуются
устройством для равномерного распределения поступающего, стока
по всей площади, а также устройством для сгребания и отведения
всплывающей пены. Типовые флотаторы имеют производительность
300; 600 и 900 м3/ч с учетом 50%-го циркуляционного расхода.
Наиболее рациональной схемой реагентного хозяйства являет-
ся следующая.
7 Зак. 768
193
Приготовление раствора реагента осуществляется в затворных
баках (резервуарах), расположенных в одном обваловании с фло-
таторами. Подача сухого реагента в затворные резервуары произ-
Рис. VII. 13. Флотатор:
/—механизм сгребания пены; 2—водораспределитель; <3—пеносборный лоток.
водится автомашинами-самосвалами. Суммарный объем резервуа-
ров рассчитывается на хранение месячного запаса 20—25%-го рас-
твора реагентов. Число резервуаров — не менее трех.
Сухой реагент растворяется циркулирующей водой (подогре-
той), подаваемой насосами реагентного хозяйства. В помещении
1У4
реагентного хозяйства помимо насосов приготовления и перекачки
раствора установлены растворные и дозировочные баки. Дозирова-
ние ведется 2%-ным раствором.
Вместо описанных выше флотационных установок пятнадцать-
двадцать лет тому назад на всех вновь проектируемых заводах
наряду с прудами дополнительного отстоя широко применялись
песчаные фильтры с направлением фильтрования и промывки снизу
вверх. Фильтры обеспечивали эффект очистки 45—46% и не тре-
бовали предварительной реагентной обработки стока. Однако труд-
ности эксплуатации этих фильтров из-за частого выхода нз строя
водораспределительных систем в результате коррозии и необхо-
димости периодической перегрузки фильтрующего материала за-
ставили отказаться от их применения.
На ряде заводов в настоящее время для тех же целей довольно
широкое применение нашли установки каскадно-адгезионной сепа-
рации (с насыщением стока воздухом при падении воды на пере-
падах). Несмотря на более простые условия эксплуатации, они вы-
тесняются установками напорной флотации, так как эффект очи-
стки стока на них ниже.
Стоки второй системы проходят, очистку на сооружениях, ана-
логичных сооружениям очистки стоков первой системы. Различия
сводятся к следующему: 1) отстойники дополнительного отстоя
принимаются из расчета времени отстоя расчетного расхода сто-
ков в течение 8 ч; 2) флотация стоков ведется с добавлением коа-
гулянта (сернокислого алюминия) в количестве 50—100 мг/л;
3) аварийный амбар для приема разлившегося нефтепродукта при
аварии с резервуаром в парках завода, а также для зарегулиро-
вания ливневого расхода не предусматривается; 4) при использо-
вании прудов дополнительного отстоя вместо отстойников, расчет
их ведется на пребывание стоков в течение 16—24 ч.
Механически очищенные стоки- первой системы производствен-
но-ливневой канализации и стоки ЭЛОУ второй системы каналиг
зации (при применении в . технологическом процессе неионо-
генных деэмульгаторов типа десольван 4411, ОЖК, ЧНПЗ-53 и
др.) в условиях переработки на заводе сернистых и высокосерни-
стых нефтей, как правило, характеризуются следующими показа-,
телями (в мг/л):
Первая	Вторая
система
система
ХПК..............................
БПКпол...........................
Аммонийный азот..................
Фосфор...........................
Деэмульгатор.....................
Общее солесодержание (прокаленный
остаток)..........................
Фенолы ........................ . .
Взвешенные вещества .............
Нефтепродукты, экстрагируемые четы-
- реххлористым углеводородом . . . .
170-400
100-250
25-30
Отсутствует
Отсутствует
700—1500
5-8
30-40
25-40
400-603
200—300
20—30
Отсутствует
80-100
9000—10 000
2—3
40—60
. 25-40
7*
195
Все насосные станции сооружений механической очистки произ-
водственных сточных вод НПЗ выполняются во взрывозащищенном
исполнении. Во всех возможных случаях насосные сооружаются
с машинным залом, расположенным на нулевых отметках. Все на-
сосные полностью автоматизируются.
Хозяйственно-фекальные стоки поступают на очистные соору-
жения двумя потоками. Необходимость этого, как указывалось
выше, вызвана тем, что хозяйственно-фекальные стоки завода мо-
гут загрязняться нефтепродуктами в недопустимых пределах.
Стоки первого и второго потока подвергаются очистке на раз-
дельных блоках очистных сооружений. Стоки первого потока вклю-
чают хозяйственно-фекальные стоки завода и всех связанных с ним
близко расположенных промышленных объектов, а стоки второго
потока — хозяйственно-фекальные стоки жилого района (поселка,
города).
Расход стоков первого потока значительно ниже расхода вто-
рого потока.
Для очистки стоков первого потока используются решетки-дро-
билки, песколовки, первичные вертикальные отстойники, а для сто-
ков второго потока — решетки-дробилки, песколовки и первичные
радиальные отстойники.
В обоих случаях блоки набираются из типовых железобетон-
ных сооружений различной производительности. При каждом
блоке имеется насосная станция для откачивания выпадающих
осадков и подачи воды на гидроэлеваторы песколовок. Насосные
могут быть сблокированы в одно здание, но насосы первого потока
должны располагаться во взрывозащищенном, а насосы второго
потока — в нормальных помещениях.
С учетом того, что в большинстве случаев песколовки идэтстой-
ннки располагаются в обваловании, обслуживающие их насосные
следует размещать на нулевых отметках, исключая заглубление
машинного зала.
После, механической очистки производственные стоки первой и
второй систем, а также хозяйственно-фекальные стоки двух пото-
ков направляются на сооружения биохимической очистки.
СООРУЖЕНИЯ биохимической очистки
и доочистки стоков
Принципиальная схема очистных сооружений НПЗ приведена
на рис. VII. 14.
Практика эксплуатации НПЗ показала, что только введение
биохимической очистки стоков первой и второй систем канализа-
ции завода позволяет полностью использовать очищенные стоки ,
первой системы канализации в системе производственного водо-
снабжения завода и сбросить очищенные стоки второй системы в
водоем, не нанося ущерба его флоре и фауне.
196
В связи с этим в настоящее время для всех вновь строящихся
и реконструируемых НПЗ наряду с механической предусматри-
вается биохимическая очистка производственных (так же, как и
хозяйственно-фекальных) сточных вод. При этом, исходя из спе-
цифики загрязнения и дальнейшего направления очищенных сто-
Рис. VII. 14. Принципиальная, схема очистных сооружений нефтеперерабатываю-
щего завода:
/ — ливнесброс; 2 —аварийный амбар; 3 — блок механической очистки стоков первой системы;
4 —блок биохимической очистки стоков первой системы; 5—блок доочистки стоков первой
системы; 6 —пруд-регулятор расхода стоков первой системы; 7—пруд ливневых стоков; 8— блок
механической очистки стоков ЭЛОУ; 9—блок биохимической очистки стоков второй системы;
/4—блок доочистки стоков второй системы; 11— блок механической очистки хозяйственно-
фекальных стоков завода; 12— узел механической очистки сериисто-шелочных стоков; 13—узел
механической очистки стоков от промывки продукта после защелачивания; 14—блок механи-
ческой, очистки хозяйственно-фекальных стоков города; 15—блок биохимической очистки стоков
города; 16—буферный пруд хозяйственно-фекальных стоков; 17— установка разделки уло-
вленной нефти; .18—установка сжигания шлама; 19—установка обезвоживания илов и осадков;
20 — шламонакопитель; 21 — буферный пруд стоков второй системы;
/ — стоки первой системы (производственно-ливневые); // — стоки ЭЛОУ; ///—хозяйственно-
фекальные стоки завода; ///'—хозяйственно-фекальные стоки города; IV—сернисто-щелочные
стоки; V—стоки от промывки продуктов после защелачивания: V/—ливневые стоки; VII— уло-
вленная нефть; VIII—шлам; IX—осадки от блока механической очистки стоков завода;
X — избыточные активные илы; X/—осадки от блока механической очистки стоков города;
Xi 1 — обезвоженный осадок; XIII— очищенные стоки первой системы. •>
ков, необходимо использовать следующие раздельные блоки биохи-г
мической очистки.
1.	Блок биохимической очистки производственных стоков пер-
вой системы — производственно-ливневых и прошедших-локальную
197
очистку, стоков от промывки нефтепродуктов после защелачива-
ния, стоков, содержащих ТЭС, и технологических конденсатов от
установок первичной переработки, когда на этих установках пере-
рабатывается малосернистая или сернистая нефть.
2.	Блок биохимической очистки производственных стоков вто-
рой системы (включающих стоки ЭЛОУ и прошедшие локальную
очистку технологические конденсаты от установок каталитического
крекинга, замедленного коксования и установок АТ и АВТ при пе-
реработке на НПЗ высокосернистых нефтей), сернисто-щелочных
стоков, стоков, содержащих неорганические кислоты и синтетиче-
ские жирные кислоты после нейтрализации, а также другие соле-
содержащие стоки после локальной очистки.
Подаваемые на биохимическую очистку стоки второй системы
смешиваются с прошедшими механическую очистку хозяйственно-
фекальными стоками завода и связанных с ним объектов.
3.	Блок биохимической очистки хозяйственно-фекальных стоков
жилрайона (города, поселка).
Биохимическая очистка стоков первой системы на ряде дей-
ствующих НПЗ показала, что производственно-ливневые стоки за-
водов успешно подвергаются полной биохимической очистке в од-
ноступенчатых аэротенках без разбавления их другими стоками,
но при введении необходимых биогенны-х фосфорсодержащих
добавок (как правило, азота в стоках первой системы доста-
точно) .
Стоки второй системы очищаются обычно в смеси с хозяй-
ственно-фекальными стоками завода и связанных с ним объектов.
При этом оптимальное соотношение производственных и хозяй-
ственно-фекальных стоков равно 1 :1, а минимально допустимое —
1:0,3. В зависимости от характеристики загрязнения стока, при-
веденной ниже, принимается одно- или двухступенчатая очистка
стоков второй системы:
Одноступен- Двухступен-
чатая очистка чатая очистка
Нефтепродукты, мг/л................
БПКпол, мг/л.......................
Сульфиды, мг/л.....................
Соли, г/л..........................
Деэмульгатор.......................
<40
<200
<20
<10
<40
<450
<50
<10
По допустимой концен-
трации (ПДК)
При недостаче хозяйственно-фекальных стоков завода на сов-
местную очистку со стоками второй системы подается часть сто-
ков жилрайона'(исходя из приведенного выше соотношения).
В состав сооружений биохимической очистки стоков первой си-
стемы включаются градирни (при необходимости), смеситель, аэро-
тенки, вторичные отстойники, иловая насосная, фильтры для до-
очистки стоков, емкость-регулятор расхода, насосная возврата очи-
щенных стоков на завод.
198
Расчетные параметры одноступенчатой биохимической очистки
стоков первой системы:
Продолжительность аэрации, ч ..................  .
Обьем регенератора, %...............................
Удельный расход воздуха при высоте слоя воды в аэро-
тенке 4 м, м3/м3..................................
Концентрация активного ила по сухому веществу, г/л . .
Средний ррирост активного ила по сухому веществу, г/м3
Концентрация биогенных элементов, мг/л:
фосфор ..........................................
азот.............................................
Продолжительность отстаивания во вторичных отстойни-
ках, ч..............................................
6
30
25-30
2-4
25-50
3
<15
3
Расчетный эффект очистки с учетом фильтрования (в мг/л):
БПКпол • ...............................
Вещества, экстрагируемые серным эфиром . .
в том числе углеводороды нефти . . . .
Взвешенные вещества ....................
15-20
10-15
3-5
<25
В состав сооружений биохимической очистки' стоков второй си-
стемы при одноступенчатой очистке входят тё же сооружения, что
и для биохимической очистки стоков первой системы.
Расчетные параметры одноступенчатой биохимической очистки
стоков второй системы в смеси с хозяйственно-фекальными сто-
ками:
Продолжительность аэрации, ч......................... 6—8
Обьем регенератора, %.............................. 30
Удельный расход воздуха при высоте слоя воды в аэро2
тенке 4 м, м3/м3 . . .  ............................ 20—25
Концентрация активного ила по сухому веществу, г/л ...	2—3
Средний прирост активного ила по сухому веществу, г/м3 25
Концентрация биогенных элементов, мг/л:
фосфор.....................  .	................ 2—3
азот	............................... 10—15
Продолжительность отстаивания во_вторичных отстойни-
ках, ч............................. 3
Расчетный эффект очистки (в мг/л):
БПКпол...................................  15-20
Вещества, экстрагируемые серным эфиром	.	10—15
в том числе углеводороды нефти	.	.	.	3—5
Взвешенные вещества................ 25—30
Растворенный кислород................ 3—4
Запах нефтепродуктов . . . . . .	. . . Отсутствует
В состав сооружений двухступенчатой биохимической очистки
стоков второй системы в смеси с хозяйственно-фекальными сто-
ками в дополнение к сооружениям, предусмотренным для односту-
пенчатой очистки, включаются еще аэротенки второй ступени и
третичные отстойники.
199
Расчетные параметры двухступенчатой очистки стоков второй
системы в смеси с хозяйственно-фекальными стоками:
Продолжительность аэрации, ч:
в первой ступени....................................... 3—4
во второй ступени................................... 6—8
Удельный расход воздуха при высоте слоя воды в аэротенке
4м, м3/м3:
в первой ступени........................................30—40
во второй ступени.................................	. 15—20
Концентрация активного ила по сухому веществу, г/л:
в первой ступени..................................... 3—4,5
во второй ступени...................................0,5—1
Средний прирост активного ила по сухому веществу, г/л . . . 25—50
Продолжительность отстаивания, ч:
во вторичных отстойниках............................... 1,5
в третичных отстойниках............................. 3
Концентрацию биогенных добавок следует принимать ту же,
что и для одноступенчатой очистки.
Регенерацию ила нужно проводить только в первой ступени.
Объем регенератора — 30% от объема сооружений первой ступени.
Расчетный эффект очистки (в мг/л):
БПКпол......................................... 10—20
Вещества, экстрагируемые	серным	эфиром ........... 8—20
в том числе углеводороды	нефти ............. 3—5
Взвешенные вещества............................ 25—30
Фенолы (при исходной концентрации в смеси 20 мг/л) . .	0,1
Растворенный кислород...........•	. ........... 3—4
Запах нефтепродуктов..................... Отсутствует
Состав сооружений и расчетные параметры блока биохими-
ческой очистки хозяйственно-фекальных стоков жилого района
(поселка, города) определяются соответствующими главами
СНиП П-32—74. В качестве основного сооружение блока для одно-
типности всех сооружений следует принимать аэротенк.
При необходимости, когда достигнутого при биохимической очи-
стке эффекта недостаточно (в расчете на предельно допустимые
концентрации по нормам Минздрава РСФСР и Минрыбхоза СССР),
для сброса очищенных стоков в водоём необходимо предусматри-
вать доочистку стоков второй системы на одном из следующих
комплексах сооружений:
1) барабанные сетки или микрофильтры в сочетании с откры-
тыми или напорными песчаными фильтрами;
2) флотаторы.
Качественные показатели сточных вод, доочищенных на ука-
занных выше сооружениях (в мг/л):
БПКпол (снижается на 50%)............................ 5—7
Вещества, экстрагируемые	эфиром...................... 4—7
в том числе углеводороды нефти.........	. . .	1,5—2,5
Взвешенные вещества . .	.	..................... 3—5
Фенолы.......................................... 0,1
Растворенный кислород (содержание снижается на
3-4 мг/л) .................•..................... 1,0
Солесодержание •..........................•	... Не изменяется
200
На отводном канале для обеспечения естественной аэрации не-
обходимо предусмотреть устройство не менее трех-четырех пере-
падов высотой 0,5 м каждый.
Дальнейшая доочцстка стоков может быть обеспечена в буфер-
ных прудах с 5—10-суточным пребыванием в них стоков в расчете
на полное развитие предприятия.
Ожидаемый эффект очистки в буферных прудах (в мг/л):
Вещества, экстрагируемые эфиром ....	2—3,5
в том числе углеводороды нефти ...	1.0	.
Фенолы.............................  .	0,03—0,04
БПКпол.................................... 2—3
Взвешенные вещества..........'........ 3
Растворенный кислород ................ 6
Сооружения, включаемые в состав всех комплексов биохими-
ческой очистки, как правило, выбираются по типовым проектам
и имеют следующее назначение.
Градирни используются для охлаждения подаваемого в аэро-
тенки стока, если его температура превышает 35°C. Градирни при-
нимаются вентиляторными, железобетонными (по аналогии с ис-
пользуемыми в оборотном водоснабжении).
Смесители служат для смешения различных стоков с вводи-
мыми биогенными добавками. Смесители принимаются железо-
бетонными, прямоугольными, объемом, обеспечивающим пребыва-
ние в них стоков в течение 5—7 мин. В смеситель предусматри-
вается подача воздуха для перемешивания.
Аэротенки-смесители (вытеснители) являются основным соору-
жением биохимической очистки. В них происходит разложение
и окисление органических загрязнений сточных вод кислородом
воздуха. Используются типовые железобетонные аэротенки с по-
дачей воздуха через фильтросные пластины или трубы.
В последние годы за рубежом нашли широкое применение для
насыщения стоков воздухом импеллерные установки, помещаемые
в секциях аэротенков на плаву. В практике отечественных НПЗ
такие установки начали применяться для аэрации стоков в бу-
ферных прудах.
Ведутся работы по замене аэротенков окситенками — закры-
тыми сооружениями, использующими для ведения процесса био-
химической очистки технический кислород.
Советские ученые и проектировщики также работают над усо-
вершенствованием процессов биохимической очистки. В частности,
разрабатывается аппарат колонного типа «биоконтактор», кото-
рый, используя технический кислород, должен заменить аэротенк
нормальной схемы. Проводятся работы по улучшению конструкций
окситенков.
Вторичные и третичные отстойники предназначены для отстаи-
вания выходящего из аэротенков стока с целью отделения выноси-
мого с ним активного ила. Отстойники — железобетонные, различ-
ной производительности,
201
Производительность аэротенков и отстойников рассчитывается
с увеличением на 25% для возможности рециркуляции стока при
частичной разладке процесса очистки.
В практике биохимической очистки стоков городов, а в послед-
нее время и промышленных стоков стали применяться компоновки,
соединяющие в одно сооружение аэротенки и отстойники (блоки
аэротенков-отстойников). При равных результатах очистки эти
блоки занимают на 25—30% меньшую площадь, чем раздельно
построенные аэротенки и отстойники. На рис. VII. 15 показан блок
аэротенков-отстойников для стоков первой системы (одноступенча-
тая схема) и второй системы (двухступенчатая схема), строящийся
в настоящее время на одном НПЗ.
____________________________________d___________________
'; ..........................'
T	.	.

Рис. VII, 15. Блок аэротенков-отстойников:
1 — вторичный отстойник стоков первой системы; 2— аэротенк стоков первой системы; S—тре-
тичный отстойник стоков второй системы; 4—аэротенк второй ступени стоков второй системы;
5— вторичный отстойник стоков второй системы; 6—аэротенк первой ступени стоков второй
системы.
Все остальные сооружения комплекса биохимической очистки
являются общими по назначению для всех систем. В них входят:
насосные циркуляции и откачивания активного ила, воздуходув-
ная, реагентное хозяйство.
При благоприятных условиях насосные, воздуходувная и реа-
гентное хозяйство могут быть сблокированы в одно здание. Также
в нем могут быть размещены: физико-химическая и биологическая
лаборатории, бытовые помещения, механическая мастерская, адми-
нистративные помещения.
Насосные и воздуходувная сооружений комплекса биохимиче-
ской очистки выполняются в нормальном исполнении. Категория
электроснабжения всех постоянно работающих сооружений —
вторая.
В насосных при одном рабочем насосе следует устанавливать
один резервный, при двух и более рабочих насосах — два ре-
зервных.
В воздуходувной при производительности свыше 5000 м3/ч сле-
дует принимать не менее двух рабочих воздуходувок, а при более
низкой производительности — один рабочий агрегат.
Один резервный агрегат устанавливается при одном-трех
рабочих агрегатах, и два — при четырех и более рабочих агрега-
тах.
202
Сооружения очистки стоков на современных НПЗ занимают
значительные площади — до 10—15% от . общей площади завода.
Открытость всех сооружений нефтеулавливания при большом зер-
кале воды и подача большого количества воздуха во флотаторы
и аэротенки, имеющие также открытую поверхность большей пло-
щади, приводят к тому, что, очищая стоки, сами очистные соору-
жения являются значительным источником загрязнения атмосферы
углеводородами. Отсюда стремление сократить до минимума пло-
щадь, занимаемую под все сооружения, и площадь единичного
сооружения. Именно с этой целью простые нефтеловушки заме-
няются пластинчатыми, а пруды дополнительного отстоя — от-
стойниками того же назначения, устраиваются блоки аэротенков-
отстойников, вместо воздуха используется технический кислород.
С этим же связано создание новых сооружений биохимической
очистки, биоконтакторов, усовершенствование окситенков, и др.
СООРУЖЕНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛКИ, ОБЕЗВОЖИВАНИЯ
И ЛИКВИДАЦИИ УЛАВЛИВАЕМЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ, ИЛОВ,
ОСАДКОВ И ШЛАМОВ
Уловленные в нефтеотделителях узлов оборотного водоснабже-
ния, песколовках, нефтеловушках, отстойниках (прудах) дополни-
тельного отстоя, флотаторах, шламонакопителях, резервуарах
отстоя сернисто-щелочных стоков и стоков от промывки нефтепро-
дуктов после защелачивания, аварийных амбарах, ливневых пру-
дах и других сооружениях нефтепродукты и нефть системой трубо-
проводов и насосных подаются в резервуары узла разделки
уловленных нефтепродуктов.
• Для расчета сетей, насосных и сооружений следует принимать
обводненность ловушечного продукта равной 50—70% и содержа-
ние уловленного нефтепродукта в стоках первой системы — 5 г/л
(0,5%), в стоках второй системы (ЭЛОУ)—10 г/л (1%), в воде
оборотного водоснабжения первой системы — 0,05 г/л (0,005%), в
ливневых стоках — 0,025 г/л (0,0025%).
Количество обводненного нефтепродукта W (в м3/сутки), по-
ступающего от каждой системы, определяется по формуле:
w=______2М2_____
р(100-Я)-104
где А — содержание нефтепродуктов в воде, г/м3; Q — расход обо-
ротной или сточной воды, м3/ч; р = 0,9 4- 0,96 т/м3 — плотность
обводненной нефти; П — процент обводненности нефти.
Принципиальная схема узла разделки ловушечной Нефти при-
ведена на рис. VII. 16.
Поступающие на узел разделки уловленные нефтепродукты
проходят теплообменник, где нагреваются до 60 °C, и направ-
ляются в разделочные резервуары, где отстаиваются в течение
12—24 ч при постоянной температуре 60—70 °C. Отстой уловлен-
ных нефтепродуктов может проходить в статическом состоянии,
203
когда каждый резервуар работает самостоятельно в цикле зака-
чивание — отстой — опорожнение, и в динамическом, когда все
резервуары соединены в одну систему, обводненный продукт за-
качивается в первый резервуар, а разделанный продукт выводится
из последнего резервуара. В различных условиях эксплуатации
применяются как первая, так и вторая схемы.
В процессе разделки в резервуаре происходит расслоение неф-
тепродукта на три фазы: нефтепродукт, эмульсию (вода в нефти)
и подтоварную воду.
Рис. VII. 16. Принципиальная схема узла разделки ловушечной нефти:
7 —разделочные резервуары; 2—насос; 3 — эжектор; 4—резервуары статического отетоя?
5 —теплообменник;
I—уловленная нефть; /У — разделанная нефть; III—подтоварная вода; IV—эмульгированная
нефть; V—бензин; VI—пар (0,6 МПа).
Нефтепродукт, содержащий воды не более 2—5% (масс.) и
мехпримесей 1—2% (масс.), откачивается на завод. Подтоварная
вода дренируется в канализацию второй системы перед нефтело-
вушками. Эмульгированный нефтепродукт забирается насосами и
откачивается в резервуары разделки эмульгированных нефтепро-
дуктов. Перед поступлением в резервуар эмульсия смешивается
с бензином (10—15% от количества эмульгированного нефтепро-
дукта),' служащим в данном случае деэмульгатором. Разделка
смеси осуществляется отстаиванием при температуре 60—70 °C в
течение 12—24 ч.
Отстоявшийся нефтепродукт откачивается на завод, подтовар-
ная вода дренируется в канализацию, а оставшаяся эмульсия по-
дается на установку сжигания шлама. В качестве деэмульгатора
могут использоваться и другие продукты. Разделочные резервуары
принимаются наземными, стальными, вертикальными. Объем ре-
зервуаров— 1000 м3. Для разделки уловленного нефтепродукта
204
предусматриваются четыре резервуара, для разделки эмуль-
сии—два.	•
Резервуары и насосная ловушечной нефти по противопожарным
требованиям приравниваются к резервуарам и насосным нефти и
должны соответствовать всем требованиям, предъявляемым к по-
следним. Очистка резервуаров от шлама происходит периодически
при отключении. Осадок размывается гидромонитором и откачи-
вается передвижным насосом в шламонакопитель.
Разделка осадка из песколовок всех систем канализации прово-
дится в гидроциклонах, куда осадок поступает по трубопроводам
от гидроэлеваторов, установленных в песколовках. Рабочая жид-
кость к гидроциклонам подается специальными насосами (отдель-
ными для производственных и хозяйственно-фекальных стоков).
Выходящий из гидроэлеваторов песок собирается на специальной
площадке, откуда направляется на установку сжигания шлама, где
прокаливается, а затем утилизируется. Предложенная схема про-
ходит в настоящее время апробацию на ряде НПЗ, но не нашла
еще широкого применения. На большинстве заводов осадок из пе-
сколовок производственных стоков направляется в шламонакопи-
тели, а осадок песколовок хозяйственно-фекальных стоков — в ило-
накопители.
Количество осадка, выпадающего в песколовках, и его характе-
ристика приведены ниже:
- Содержание взвешенных веществ в сточной воде, мг/л 200—400
Эффект осаждения частиц, % ... ............... 20
Истинная плотность частиц, кг/м3 ............  .	2650
Кажущаяся плотность осадка, кг/м3:
слежавшегося.................................. 2100
свежевыпавшего...........•.................. 1200
Количество нефти в осадке, % от массы осадка ...	6—10
Количество осадка по сухому веществу W (в т/сутки), задер-
живаемого в песколовках, определяется по формуле:
24Лф/7
10е
где А — содержание взвешенных веществ в сточной воде, г/м3;
Q — расход, воды, м3/ч, П — процент осаждения взвешенных ве-
ществ.
Принципиальная схема установки обезвоживания осадка пер-
вичных отстойников хозяйственно-фекальных стоков и избыточных
активных илов биохимической очистки приведена на рис. VII. 17.
Схема запроектирована для ряда НПЗ н с учетом зарубежных
данных и данных научно-исследовательских институтов нашей
страны, работающих в этой области, может быть рекомендована
к применению на всех отечественных заводах.
Собираемые во вторичных и третичных отстойниках биохими-
ческой очистки активные илы частично вновь направляются в
аэротенки, а избыточные илы откачиваются из процесса и подают-
ся в первичные вертикальные отстойники механической очистки
205
хозяйственно-фекальных стоков завода, где коагулируются взве-
шенными веществами, находящимися в хозяйственно-фекальных
стоках, и вместе с ними выпадают в осадок. Отводимый из верти-
кальных отстойников осадок поступает на установку обезвожива-
ния во флотаторы. Из флотаторов смесь осадка и избыточного
активного ила, имеющая влажность 95—96%, направляется на
установку сжигания шлама, а иловая вода —вновь в первичные
отстойники.
При расходах до 100 000 м3/сутки избыточный активный ил от
биохимической очистки хозяйственно-фекальных стоков жилрайона
Рис. VII. 17. Принципиальная схема установки обезвоживания илов и осадков:
1 — блок механической очистки хозяйственно фекальных стоков завода, 2— флотатор для смеси
избыточных активных илов всех систем и осадков от блока механической очистки хозяйственно-
фекальных стоков завода; 3 — буферная емкость с насосом; 4—центрифуга для осадка хозяй-
ственно-фекальных стоков города;
I— хозяйственно-фекальные стоки завода; Г — хозяйственно-фекальные стоки завода на био-
химическую очистку; И — смесь илов-осадков; 11'—иловая вода; III — уплотненная до влаж-
ности 95% смесь илов и осадков; IV— осадок от блока механической очистки хозяйственно
фекальных стоков города; IV'— фугат; V — уплотненный осадок; VI — уплотненные илы и
осадки на сжигание; VII— избыточные активные илы от сооружений биохимической очистки
первой и второй систем.
также целесообразно направлять в первичные вертикальные от-
стойники и обезвоживать по описанной выше схеме.
Осадок от первичных радиальных отстойников механической
очистки хозяйственно-фекальных стоков жилрайона направляется
на установку обезвоживания осадка и поступает в центрифуги —
(НОГШ-500 или др.). Из центрифуги осадок влажностью 93—95%
подается на установку сжигания шлама, а фугат — в первичные
отстойники механической очистки хозяйственно-фекальной канали-
зации завода.
С учетом возможности перерыва работы установки в период
ее ремонта, а также на случай приема расхода илов и осадков
в количествах, превышающих расчетные, в составе очистных соору-
жений следует предусматривать илонакопитель объемом на двух-
трехгодичное накопление осадка и избыточного ила, исходя из
реальной очередности строительства очистных сооружений. Ило-
накопитель должен иметь приспособления для слива отстоявшейся
воды и подачи отстоявшегося осадка и ила на установки обезво-
живания.
206
При расходах стоков жилрайона (поселка, города) выше
100 000 м3/сутки осадок из радиальных отстойников и избыточный
активный ил можно направлять в метантенки. Проектирова-
ние и сооружение метантенков осуществляется в соответствии
с СНиП 11-32—74 «Канализация».
Собираемый в сооружениях нефтеулавливания и градирнях
узлов оборотного водоснабжения и узлов механической- очистки
производственных сточных вод, а также в ливневых прудах и ава-
рийных амбарах донный осадок — шлам системой трубопроводов
и насосных откачивается на очистные сооружения и поступает
на установки сжигания шлама.
В период ремонта установки и при подаче сырья в количестве,
выше расчетного избыток шлама направляется в щламонакопи-
тель. С учетом этого объем шламонакопители следует принимать
из расчета накопления всех видов шламов на два года эксплуата-
ции завода.
Количество осадка W (в м3/сутки), задерживаемого на соору-
жениях механической очистки, следует определять по формуле:
у .	24Л<3/7
р(100 — z) • Ю6
где А — содержание взвешенных веществ в сточной воде, .г/м3;
Q — количество сточных вод, м3/ч; П — процент осаждения; р =
= 2,65 т/м3 — плотность частиц; z = 95% — влажность осадка.
Исходные данные:
В нефтеотделителях оборотного водоснабжения:
содержание взвешенных веществ, мг/л.......... 30
процент осаждения..................... 20
В радиальных отстойниках (прудах) дополнительного
отстоя:
содержание взвешенных веществ, мг/л...... 100
процент осаждения........................ 50
В нефтеловушках:
содержание взвешенных веществ, мг/л ......	200—300
процент осаждения................•	.....	60—70
количество нефти в осадке, % (масс .)......	<20
Шламонакопитель следует оборудовать устройствами для за-
бора отстоявшейся воды, нефтепродукта и выпавшего шлама. Да-
лее отведение этих компонентов осуществляется, соответственно,
в канализацию второй системы, на установку разделки ловушеч-
ной нефти и установку сжигания шлама.
В состав установки сжигания шлама входят отделения усред-
нения, обезвоживания, утилизации и уничтожения.
В настоящее время на НПЗ действуют установки двух типов1:
с печью, оборудованной ротационными форсунками; с печью бар-
ботажного горения.
По существу эти установки не решают задачи ликвидации
шлама, так как в них происходит сжигание только верхнего слоя
шлама, отстоявшегося в шламонакопителе. Этот слой содержит до
5% взвешенных веществ, до 30% воды и до 65% нефтепродуктов.
Ж
Установки не оборудованы приспособлением для утилизации теп-
лоты дымовых газов и -пылеулавливающими устройствами.
В последние годы разрабатываются и строятся установки для
сжигания всего отводимого шлама производительностью 5—
10 м3/ч с утилизацией теплоты (рис. VII. 18).
Подаваемый на установку шлам поступает в разделочные ре-
зервуары, где разделывается при температуре 60—80 °C. После
отстоя вода и нефтяной слой откачиваются: вода — на сооруже-
ния механической очистки стоков второй системы, нефть — в ем-
кость котельного топлива установки. Оставшийся сгущенный оса-
док насосами подается через теплообменник в смесительный аппа-
рат для усреднения, а затем в горизонтальную вращающуюся печь.
Рис. VII. 18. Принципиальная схема установки сжигания шлама:
1 — разделочные резервуары; 2 — теплообменники; 3 — смесительный аппарат; 4 — печь; 5 —узел
очистки дымовых газов; 6 — дымовая труба; 7 — емкость котельного топлива; 8— емкость илов
п осадков;
/ — шлам на установку; // — подтоварная вода; /// — шлам с нефтепродуктами; IV—котельное
топливо; V — илы и осадки; VI — воздух; VII — пар.
Для обеспечения горения и барботажа нефтешлама в печь на-
правляется воздух, нагретый в воздухоподогревателе отходящими
дымовыми газами.
При недостатке уловленного нефтепродукта для поддержания
расчетной температуры в печи на установку подается мазут. Из-
быточный активный ил и осадок после установки обезвоживания'
поступает в печь в смеси со шламами.
Дымовые газы из печи направляются в скруббер, где охлаж-
даются до 400 °C, очищаются в батарейном циклоне и затем через
воздухоподогреватель выбрасываются в дымовую трубу.
ВЫПУСК ОЧИЩЕННЫХ стоков
В настоящее время на ряде НПЗ осуществляются сброс очи-
щенных стоков в пруды-испарители и подача очищенных стоков на
нефтедобывающие промыслы для закачки в пласт. В основном же
на большинстве НПЗ сброс очищенных стоков производится в по-
верхностные водоемы, т. е. реки и моря.
Построение схем водоснабжения и канализации заводов на
принципах, описанных выше, позволяет свести до минимума рас-
208
ход очищенных производственных сточных вод, подлежащих
сбросу в водоем. Однако и это не позволяет пока размещать неф-
теперерабатывающие заводы в любой точке территории страны.
Во всяком случае в этой точке должен быть водоем, способный
обеспечить нужды водоснабжения и прием, хотя и глубоко очи-
щенных, но все же несущих остаточные загрязнения сточных вод.
Иногда, организовывая водоснабжение на местных источниках,
приходится откачивать очищенные стоки за многие десятки кило-
метров в водоем большой мощности.
По фактическим данным наиболее современные заводы в де-
вятой пятилетке сбрасывали в водоемы страны следующие коли-
чества очищенных промстоков в расчете на Гт перерабатываемой
нефти: топливного профиля — 0,2—0,6 м3; топливно-масляного про-
филя— 0,24—0,7 м3; топливно-масляного профиля с нефтехимиче-
скими производствами — до 1,0 м3. На старых заводах этот пока-
затель составлял 2,8 м3.
Следует учитывать, что приведенные цифры не учитывают
сброса хозяйственно-фекальных и ливневых вод.
В разработанных укрупненных нормах количества сточных вод,
подлежащих сбросу в водоемы нефтеперерабатывающими заво-
дами, в расчете на 1 т перерабатываемой нефти к 2000 г. должны
быть равны: для заводов топливного профиля-—0,14—0,00 м3; для
заводов топливно-масляного профиля —0,15—0,00 м3; для заво-
дов топливно-масляного профиля с нефтехимическими производ-
ствами — 0,25—0,00 м3.
Таким образом, поставлена задача создания нефтеперерабаты-
вающих предприятий, работающих без сброса сточных вод.
ВОДОСНАБЖЕНИЕ И КАНАЛИЗАЦИЯ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА
БЕЗ СБРОСА СТОЧНЫХ ВОД
Создание нефтеперерабатывающего завода, работающего
в замкнутом цикле — без сброса производственных сточных вод
в водоем и с потреблением минимального количества воды со сто-
роны, очень перспективно, так как позволит разместить эти заводы
практически в любой точке страны и максимально приблизить
производство нефтепродуктов к районам потребления. И главное,
при этом значительно сократится ущерб, наносимый окружающей
среде.
Как показывает опыт работы некоторых передовых нефтепере-
рабатывающих предприятий СССР, создание завода, работающего
без сброса в водоем очищенных производственных сточных вод,
является трудным, но реальным делом.
Для этого прежде всего необходимо создать технологические
установки с минимально возможным потреблением воды и сбро-
сом сточных вод. Это можно выполнить: 1) осуществив комбини-
рование нескольких первичных и вторичных процессов нефтепере-
работки в одной установке, что позволит отказаться от применения
концевых холодильников на технологических потоках за счет
209
«жестких» связей между секциями и сократить тем самым расход
воды; 2) ликвидировав сброс с установок сернисто-щелочных
стоков и заменив нерегенерируемый реагент (щелочь) регенери-
руемыми моно- и диэтаноламинами, трикалийфосфатом и т. д.;
3) исключив применение в вакуумных системах конденсаторов
смешения, в которых осуществляется непосредственный контакт
нефтепродукта с водой; 4) отказавшись от охлаждения горячих
стоков и конденсатов путем непосредственного смешения с водой;
5) полностью утилизировав технологические конденсаты внутри
установок; 6) аннулировав водную промывку нефтепродукта и
введя в состав завода установку выпаривания солесодержащих
стоков.
Ниже приводятся основные технические решения водоснабже-
ния и канализации НПЗ без сброса сточных вод, состоящего из
укрупненных установок. При разработке этих установок учтены,
изложенные выше соображения.
Схема водоснабжения. Для производственного водоснабжения
НПЗ используются в основном вода системы оборотного водоснаб-
жения в количестве 13—14 м3/т перерабатываемой нефти и очи-
щенные канализационные стоки 5—6 м3/т, в том числе 4,5—5 м3/т
для пополнения системы оборотного водоснабжения.
Однако для первоначального заполнения системы, а также на
случай периодической неподачи очищенных стоков (например,
в период малого количества атмосферных осадков или при аварий-
ном прекращении подачи очищенных стоков) проектом предусмо-
трена подача свежей воды из реки, протекающей в районе пло-
щадки завода, на которой предусмотрено сооружение водозабора
и насосной станции первого подъема, подающих свежую речную
воду на ТЭЦ.
Подача свежей речной воды на НПЗ осуществляется группой
насосов, установленных на территории завода в насосной станции
второго подъема.
Обеспечение потребителей оборотной водой осуществляется от
системы оборотного водоснабжения завода, в состав которой вхо-
дят два узла оборотного водоснабжения суммарной производитель-
ностью около 20 000 м3/ч.
В составе узлов предусмотрено сооружение нефтеотделителей
для горячей воды первой и второй систем, насосных, градирен,
узлов дозирования реагентов для обработки оборотной воды (сер-
ная кислота, хлор, купорос, ингибитор). Пополнение систем обо-
ротного водоснабжения осуществляется очищенными канализа-
ционными стоками и конденсатом, получаемым при выпаривании
стоков ЭЛОУ на специальной установке.
Балансовая схема системы оборотного водоснабжения НПЗ
приведена на рис. VII. 19.
Схема канализации. Для отведения сточных вод с территории
завода предусматривается полная раздельная система канализа-
ции, которая включает системы:
210
1)	производственно-ливневой канализации для отведения сто-
ков, загрязненных нефтепродуктами, технологических конденсатов
и ливневых вод с территории технологических установок и резер-
вуарных парков на очистные сооружения завода;
2)	ливневой канализации для отведения ливневых вод с не-
застроенных территорий, дорог и крыш отдельно стоящих зданий
завода на очистные сооружения;
3)	солёсодержащих стоков для отведения стоков ЭЛОУ и под-
товарной воды от сырьевых резервуаров товарно-сырьевой базы
на установку термического обессоливания стоков ЭЛОУ;
Рис. VII. 19. Балансовая схема системы оборотного водоснабжения нефтепере-
рабатывающего завода:
I—горячая вода; 11— охлажденная вода; III—испарение и унос; IV— очищенные стоки;
V — конденсат от установки выпаривания стоков ЭЛОУ; У7-!-уловленные нефтепродукты и
шлам на очистные сооружения.
4)	отведения шламов от нефтеотделителей и резервуаров гра-
дирен узлов оборотного водоснабжения, а также шламов от за-
чистки сырьевых и продуктовых резервуаров на очистные соору-
жения завода;
5)	отведения уловленных нефтепродуктов от узлов оборотного
водоснабжения на очистные сооружения завода;
6)	хозяйственно-фекальной канализации для отведения быто-
вых стоков завода на очистные сооружения.
Сточные воды ТЭЦ, промывочно-пропарочной и железнодорож-
ной станций, комплекса объектов хранения и отгрузки сжиженных
газов, раздаточного блока, а также ремонтно-механической. базы
(РМБ) отводятся на очистные сооружения через сети НПЗ.
Отводимые самотечной сетью производственно-ливневой кана-
лизации стоки НПЗ, РМБ, ТЭЦ, промывочно-пропарочной станции
_ 211
Таблица VII. 1
Сводный баланс водоснабжения и канализации НПЗ
	Расход воды		
	мЗ/ч	мЗ/сутки	М3/ГОД
Водопотребление
Вода хозяйственно-питьевого каче- ства 		16,0	110,0	40200,0
Очищенные стоки для технологиче- ских целей 		264,6	3983,1	1344700,0
Очищенные стоки на пополнение по- терь в системе оборотного водо- снабжения 		533,56	11164,2	4032922,0
Конденсат с установки термическо- го обезвреживания стоков ЭЛОУ на пополнение потерь в системе оборотного водоснабжения ....	178,14	4281,6	1430078,0
Потери в технологическом процессе	22,8	553,2	184770,0
Итого ...	1015,10	20 092,1	7 032 670,0
Водоотведение
Стоки производственно-ливневой ка- нализации 		560,8	8841,2	2957100,0
в том числе стоки ТЭЦ ....	50,0	1200,0	438000,0
Стоки ЭЛОУ и подтоварная вода .	177,4	4264,0	1424200,0
Раствор реагентов для биохимиче- ской очистки 		6,0	111,0	37740,0
Ливневые воды НПЗ		93,4	2240,0	745766,0
Ливневые воды очистных сооруже- ний 		18,3	438,0	146020,0
Шлам от зачистки резервуаров ТСБ 		10,0	240,0	44400,0
Шлам и уловленные нефтепродукты из системы оборотного водоснаб- жения 		5,7	138,0	50400,0
Иловая вода от вакуум-фильтров .	6,3	151,0	55115,0
Итого ...	877,9	16423,2	5460741,0
Примечание. Стоки ЭЛОУ и подтоварная вода направляются на установку терми-
ческого обезвреживания стоков ЭЛОУ.
212
и комплекса объектов по хранению и отгрузке сжиженных газов
поступают на очистные сооружения, где подвергаются полной ме-
ханической и биохимической очистке, после, чего в полном объеме
возвращаются на НПЗ для использования в системе водоснабже-
ния.
Сводный баланс производственного водоснабжения и канализа-
ции завода представлен в табл. VII. 1.
В целом по заводу для увязки баланса (в связи с недостачей
очищенных производственных стоков) необходимо Нодавать допол-
нительно свежую речную воду в количестве 137 м3/ч (т. е.
3670 м3/сутки, 1572 тыс. м3/г<ад) или очищенные хозяйственно-фе-
кальные стоки.
Постоянный солевой состав воды, находящийся в обороте, под-
держивается за счет вывода части воды на установку термического
обессоливания и возврата в систему обессоленного конденсата.
Расчеты показывают, что капитальные вложения в строитель-
ство очистных сооружений завода, работающего без сброса произ-
водственных сточных вод, ниже, чем у аналогичных заводов,
работающих со сбросом. Однако себестоимость очистки стоков не-
сколько выше за счет включения в схему очистки установок тер-
мического обессоливания стоков ЭЛОУ, термической переработки
(пиролиза) нефтешлама.	ч
Глава VIII
СКЛАДСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
Для нормальной работы .нефтеперерабатывающего завода (НПЗ)
необходимо обеспечить его не только сырьем, топливом, энергоре-
сурсами, но и всевозможными вспомогательными материалами,
оборудованием, инструментами и т. д. Эта задача решается путем
организации на НПЗ системы складского хозяйства. Основное на-
значение складов на нефтеперерабатывающем заводе — накопле-
ние необходимого запаса материалов, реагентов, оборудования
и т. п., обеспечение их сохранности, подготовка материальных ре-
сурсов к производственному использованию, организация центра-
лизованной доставки ресурсов потребителям.
Склады нефтеперерабатывающего завода классифицируются по
характеру деятельности, виду хранимых материалов, типу склад-
ских зданий.
По характеру деятельности склады подразделяются на мате-
риально-технические и склады (базы) оборудования. На мате-
риально-технических складах хранятся материальные запасы,
предназначенные для обеспечения производственного процесса, на
базах оборудования — аппаратура и оборудование для строя-
щихся объектов завода. Материально-технические склады нахо-
дятся в ведении отделов снабжения дирекции завода, базы обору-
дования подчиняются подразделениям, ведающим капитальным
строительством и комплектацией строящихся объектов.
По виду хранимых материалов склады НПЗ могут быть под-
разделены на универсальные и специализированные. На универ-
сальных складах, к которым относится, в частности, центральный
материальный склад, хранят металл, электроматериалы, кабельные
и скобяные изделия и т. д. К специализированным складам нефте-
перерабатывающего завода относятся: реагентное хозяйство, скла-
ды катализаторов, смазочных масел, строительных материалов.
По типу здания складские сооружения подразделяются на за-
крытые, полузакрытые и открытые. К закрытым складам отно-
сятся одно- и многоэтажные отапливаемые и неотапливаемые зда-
ния, к полузакрытым — навесы. Открытыми складами называют
площадки для хранения некоторых материалов.
На нефтеперерабатывающих заводах материальные склады со-
оружаются в начальный период строительства и первоначально
используются как базы дирекции строительства. На эти базы
214
Рис. VIII. 1. Схема генерального плана складской зоны НПЗ.
Материально-технические .склады: / — главное здание; 2— навес н открытая платформа;
3—теплый склад; 4—холодный склад. База оборудования: 5—теплый склад; 5—колодный
склад; 7 —навесы и открытые площадки; 8 —зарядная станция электрокар. Реагентное хо-
зяйство: 9 — отделение приема и хранения щелочи н соды; /0—отделение приема и хранения
спецреагентов; // — склад реагентов в мелкой таре;/2—отделение приема и хранения аммиака.
Прочие склады: 13—^.к.лз^ъл катализаторов; /4—склад огнеупоров; 15—склад смазочных
масел. Прочие объекты: 16—установка производства битумов; 17—установка производства
серы; 18— установка очистки газа; 19— установка очистки сернисто-щелочных стоков;
20—промежуточные парки, 21 — газораспределительный пункт (ГРП); 22—бытовое помещение;
23 —уз§л оборотного водоснабжения; 24—столовая.
поступает оборудование строящихся установок и объектов обще-
заводского хозяйства. «Нормы технологического проектирования
нефтеперерабатывающих заводов» предусматривают, что базы обо-
рудования после завершения строительства НПЗ будут переданы
заводу для использования в качестве материальных складов. На
практике, однако, строительство завода продолжается в течение
многих лет и базы оборудования, как правило, так и не передаются
службе эксплуатации. Материальные склады сооружаются за счет
средств основной деятельности предприятия и зачастую имеют со-
вершенно недостаточный объем, слабо механизированы и автома-
тизированы.
Согласно строительным нормам и правилам СНиП II-M. I—71
«Генеральные планы промышленных предприятий. Нормы проек-
тирования», на площадке промышленного предприятия должна
быть выделена специальная складская зона. Склады целесооб-
разно размещать на окраине территории завода, поскольку к ним
обязательно должна быть подведена железная дорога. Расположе-
ние складов в центре заводской застройки приводит к многочис-
ленным пересечениям общезаводских автомобильных и пешеход-
ных дорог с железнодорожным путем. Для максимального
сокращения территории, занятой складскими сооружениями и
уменьшения протяженности железнодорожных путей целесооб-
разно размещать все склады в одном-двух соседних кварталах.
Часть генерального плана нефтеперерабатывающего завода с раз-
мещением объектов складского хозяйства приведена на рис. VIII. 1.
ЦЕНТРАЛЬНЫЕ МАТЕРИАЛЬНЫЕ СКЛАДЫ
И БАЗЫ ОБОРУДОВАНИЯ
На центральном материальном складе нефтеперерабатываю-
щего завода хранятся металл, трубы, арматура, используемые при
ремонте действующего оборудования, инструмент, электрообору-
дование и электроматериалы, кабельные и скобяные изделия, ла-
бораторное оборудование, спецодежда и спецобувь, подъемно-
транспортное и противопожарное оборудование.
Потребность в складских помещениях. Общая потребность
в складских площадях определяется на основе норм расчетных
запасов материалов, норм удельных нагрузок и коэффициентов
использования площадей складов. В табл. VIII. 1 приведены нормы
запаса, удельных нагрузок и коэффициенты использования площа-
дей склада для НПЗ мощностью 6 млн. т/год.
Нормы расчетного запаса материалов для заводов другой мощ-
ности определяются по формуле:
Нх = ^мхк
где Нх — определяемая норма запаса материала; Н& — норма за-
паса материала для НПЗ мощностью 6 млн. т/год; Мх — мощность
завода, для которого определяют нормы запаса материалов,
млн. т/год; К — коэффициент изменения запасов в зависимости от
216
Таблица VIII. 1
Нормативы, применяемые для расчета материальных складов
Материалы	Еди- нила изме- рения	Норма расчетных запасов материа- лов Н	Норма удельных нагрузок рабочей площади склада q, т/м2	Коэффи- циент исполь- зования площади склада	Тип складского помещения
Трубы: легированные • . . крекинговые .... теплообменные . . нефтепроводные (бесшовные ката- ные и сварные, га- зовые, углероди- стые)	 чугунные	 Фитинги стальные, чу- гунные и фланцы . . Сталь углеродистая: толстолистовая . . . тонколистовая, кро- вельная и жесть . , сортовой и фасонный прокат 	 Сталь качественная и высококачественная: листы	 сортовой и фасон- ный прокат . . . Цветные металлы и сплавы: листы	 сортовой и фасон- ный прокат . . . трубы 	 Метизы, в том числе электроды и крепеж- ные изделия 	 Арматура: бронзовая 	 чугунная 	 стальная 	 Шарико- и роликопод- шипники 	 Инструмент разный . .	Т Т т т т т т т т т т т т т т т т т шт. т	80 150 60 300 10 70 250 50 ^220 30 40 10 15 25 60 5 20 75 2000 20	1,6 1,6 1,6 1,6 1.1 5 4,5 4,0 2,0 4,0 3,0 4,5 4,0 3,0 3,5 1,8 • 1,2 1,2 0,6 0,9	0,35 0,35 0,35 0,35 0,6 0,45 0,6 0,55 0,55 0,50 " 0,45 0,5 0,6 0,35 0,25 0,35 0,40 0,40 0,35 0,35	Навес Открытая пло- щадка Неотапливаемый склад Навес Неотапливаемый склад Навес Неотапливаемый склад То же Отапливаемый склад То же
217
Продолжение
		Норма	Норма	Коэффи-	-
	Еди-	Расчетные	удельных		
Материалы	ннца изме- рения	запасов материа-	нагрузок рабочей площади	зования площади	Тип складского помещения
		Н	склада а		
			т/м2		
Абразивы и техническое			0,9		
стекло 		Т	2		0,35	Неотапливаемый
Строительные материа-					склад
лы:					
лесоматериалы и					
столярные нзде-		300	1,0		
ЛИЯ		м3			, 0,5	Навес
стекло 		м2	2500	1,0	0,65	
кирпич огнеупорный	Т	500	1,8	0,4	
шамотный порошок	м°	20	1,2	0,4	Неотапливаемый
		15	1,2	0,5	склад
глина огнеупорная , цемент в бумажной	т				То же
		100	1,5	0,5	
таре		т				
лакокрасочные ма-		15		0,5	
териалы		т		0,8		Отапливаемый
					склад
Электроматериалы, ела-					
боточное оборудова- ние и контрольно-из- мерительные приборы	т	30	0,3	0,45	То же
Кабельные изделия . .	т	15	0,4	0,5	Неотапливаемый
					склад
Скобяные изделия, сан-					
техническое и комму- нальное оборудование	т	25	0,7	0,45	То же
Ремни приводные, ре-					
зинотехнические изде- лия 		т	16	0,5	0,5	Подвал или тем-
					ное помещение
Прокладочные, изоля-					
иконные и набивоч- ные материалы . . .	т	15	0,4	0,4	Отапливаемый
					склад
Технологические мате-			1,0	0,65	
риалы		т	5			Неотапливаемый
					склад
Лабораторное оборудо- вание и посуда . . .	т	2	0,4	0,45	Отапливаемый
					склад -
Тара бумажная:					
бумага, картон, бу-				0,4	
мажные мешки .	т	50	1,5		То же
пеньково-джутовые				0,6	
материалы ....	т	3	0,3		Неотапливаемый
					склад
218
Продолжение.
Материалы	Еди- ница изме- рения	Норма" расчетных запасов материа- лов Н	Норма удельных нагрузок рабочей площади склада q, Т/М2	Коэффи- циент исполь- зования площади склада	Тип складского помещения
Спецодежда и спец- обувь: спецодежда ....	компл.	2000	0,3	0,4	Отапливаемый
спецобувь 		пар	1000	0,3	0,4	склад То же
ткани 		м	2000	0,4	0,4	»
Нефтеперерабатываю- щее и резервуарное оборудование: пучки теплообмен- ной аппаратуры, запчасти и нефте- аппаратура . . .	т	600	2,0	0,4	Навес, открытая
ретурбенды, форсун^ ки и печное ли- тье 		т	60	1,2	0,4	площадка Неотапливаемый
резервуарное обо- рудование ....	т	30	1,0	.0,4	склад Навес
Теплосиловое оборудо- вание (турбины, дизе- ли и т. п.)		т	Г 150	0,4	0,5	Навес, неотапли-
Электрооборудование .	т		0,4	0,5	ваемый склад То же
Насосы, компрессоры, вентиляторы, запчасти к ним		т	200	0,75	0,5	
Механическое оборудо- вание (станки, кузнеч- но-прессовое, литей- ное оборудование) . .	т	15	0,4	0,5	>
Подъемно-транспортное оборудование ....	т	30	0,4	0,5	- »
Противопожарное и про- чее оборудование . .	т	5	1.0	0,4	
мощности завода, определяемый по нормам технологического про-
ектирования НПЗ.
Общая площадь склада:
Гобщ = tnon 4" /всп
где fnon — полезная площадь, занятая непосредственно хранимым
материалом; fBCa — площадь, используемая для приема и отпуска
219
материалов, конторских помещений, а также для проездов и про-
ходов.
Кроме того, площадь склада можно рассчитать по формуле:
^общ = I пол/К и
где Ки — коэффициент использования площади склада.
Полезную площадь склада определяют, пользуясь данными
о нагрузке на 1 м2 площади пола или данными о коэффициенте
заполнения объема. В первом случае полезную площадь рассчиты-
вают по формуле:
f пол =	<7
где Н— норма расчетных запасов материалов, т; q — нагрузка на
1 м2 рабочей площади пола, т/м2.
Значения Н, q и Ки приведены в табл. VIII. 1. Используя их,
можно определить полезные и общие площади навесов, открытых
площадок, отапливаемых и неотапливаемых складов.
Для НПЗ мощностью 6 млн. т/год необходимы: навес и откры-
тая площадка площадью 7600 м2, неотапливаемые склады —
2500 м2, отапливаемые склады — 700 м2. Для НПЗ мощностью
12 млн. т/год площади увеличиваются: навес и открытая площад-
ка — до 13 000 м2, неотапливаемые склады —до 425 м2, отапливае-
мые склады — до 1200 м2.
Площадь приемных и отпускных площадок зависит от средне-
суточного поступления и отпуска материалов, площадь конторских
и служебных помещений — от количества работающих на складе,
площадь и размеры проходов и проездов — от габаритов храни-
мых на складе материалов и применяемых подъемно-транспортных
механизмов. Должна быть обеспечена возможность свободного
проезда, поворота и разъезда транспортных средств.
Оборудование для хранения материалов. Для хранения мате-
риальных запасов используются специальные устройства: стел-
лажи, закрома, бункеры.
Стеллажи предназначены для хранения штучных и затаренных
изделий. Они изготавливаются из металла, дерева и других легко-
весных материалов. На складах нефтеперерабатывающих заводов
чаще всего используются металлические стеллажи. Подлежащие
хранению изделия размещаются на поддонах, а поддоны устанав-
ливаются на стеллажи.
Применение для хранения на складах поддонов создает лучшие
условия для комплексной механизации трудоемких работ, позво-
ляет более эффективно использовать подъемно-транспортные ме-
ханизмы, снижает возможность потерь хранимых материалов из-за
их повреждения.
Поддоны делятся на плоские, ящичные и стоечные (рис. VIII. 2).
Плоские поддоны не имеют надстроек под верхней плоскостью и
служат для хранения штучных и затаренных изделий. Ящичные
поддоны имеют стенки и используются для хранения мелких дета-
лей и изделий. В ящичных поддонах хранятся материалы при
220
Рис. VIII. 2. Поддоны;
а—плоский; б—стоечный; в—ящичный,
Рис. VIII. 3. Каркасный односторонний стеллаж.
Рис. VIII. 4. Поперечный многоярусный стеллаж для бочек.
многоярусном штабелировании Стоечные поддоны имеют постоян-
ные или съемные стойки. Поддоны, применяемые для хранения на
складах НПЗ, изготавливаются из металла.
Стеллажи, на которых устанавливаются поддоны, делятся на
универсальные и специализированные. Универсальные стеллажи,
предназначенные для хранения разнообразных изделий, бывают
полочного, клеточного и ящичного типа. Ширина ячеек универсаль-
ных стеллажей определяется габаритными размерами поддонов,
на которых хранятся материалы, а высота — используемыми на
складе подъемно-транспортными механизмами. Металлические
универсальные стеллажи изготавливаются из труб, уголков швел-
леров или штамповочных деталей.
На рис. VIII. 3 изображен каркасный односторонний стеллаж
для хранения пакетов или материалов, уложенных на поддон. На-
грузка на одну ячейку такого стеллажа превышает 10 кН
(1000 кгс).
Специальные стеллажи используются для хранения определен-
ных видов изделий: металла, труб, бочек. Поперечный многоярус-
ный стеллаж для хранения бочек показан на рис. VIII. 4. Укладка
и снятие бочек со стеллажей осуществляются подвесным штабеле-
ром. Такие стеллажи на НПЗ целесообразно применять в складах
тарного хранения реагентов, смазочных масел и консистентных
смазок.
Для хранения сыпучих материалов (песка, гравия, цемента)
применяют бункеры, закрома, траншеи. Бункер имеет верхнее за-
грузочное и нижнее высыпное отверстия. Нижнее отверстие пере-
крывается бункерным затвором. По форме бункеры могут быть
прямоугольными, круглымиЛконическими и т. д. Изготавливают
их из металла или железобетона. Закромом называется ящик с от-
верстием, через которое осуществляется загрузка и выгрузка хра-
нимых материалов.
Подъемно-транспортное Юборудование. Погрузо-разгрузочные,
транспортные и складские работы — наименее механизированные
операции на НПЗ.
В настоящее время положение улучшается, осуществляется
комплексная механизация и автоматизация складских работ.
Подъемно-транспортные устройства, применяемые на матери-
альных складах НПЗ, делятся на перемещающие груз в горизон-
тальном и слегка наклонном направлении, в вертикальном и резко
наклонном направлении, в смешанном (горизонтальном, верти-
кальном и наклонном) направлении.
В горизонтальном и слегка наклонном направлении груз пере-
мещается с помощью ручных и механических тележек, а также
конвейеров.
Механические тележки в зависимости от привода подразде-
ляются на электрические и автомобильные. Широкое распростра-
нение получили электротележки (электрокары), выпускаемые
Батумским электромеханическим заводом, Сарапульским элек-
трогенераторным заводом и объединением «Балканкар» (НРБ).
223
Таблица VIII. 2
Технические характеристики электрокаров
Показатель	Объединение <Балканкар>			Батумский электро- механический завод			Сарапуль- ский завод
	ЕН-136-1	ЕН-121	ЕН-161	этм	этм-с	ЭТ-550	ЭК-2
Г рузоподъем- ность, кН (кгс) .	10	20	50	10	10	50	20
	(1000)	(2000)	(5000)	(1000)	(1000)	(5000)	(2000)
Скорость передви- жения, км/ч: с грузом . .	4	4	8	8	8	7-8	7
без груза . .	5,5	5,5	10	8	8	12-13	10
Преодолеваемый уклон, градус .	6	4	6	5	5	5	—.
Мощность элек- тродвигателя, кВт		0,8	1,1	6,3	1,35	1,35	5,5	—
Технические характеристики некоторых электрокаров даны
в табл. VIII. 2.
Различие между электротележками различных конструкций со-
стоит в том, что некоторые из них имеют подъемную платформу,
подъемный кран, самосвальный кузов. Электротележки ЭТ-550,
ЭК-2 оборудованы неподъемной платформой и предназначены
только для транспортных операций. Погрузо-разгрузочные работы
выполняются вручную или привлекаемыми со стороны грузо-
подъемными средствами.
Электротележки приводятся в движение электродвигателями
постоянного тока. Мощность двигателей составляет 0,8—6 кВт.
Источником питания двигателей являются щелочные и кислотные
аккумуляторные батареи.
Автотележки с бензиновым мотором автомобильного или мото-
циклетного типа (автокары) могут работать без дополнительной
заправки гораздо больше времени, чем электротележки. Однако
при сгорании топлива происходит выделение вредных отработан-
ных газов, поэтому автотележки не рекомендуется использовать
в закрытых складах.
Конвейеры (транспортеры) служат для перемещения в гори-
зонтальном направлении различных сыпучих и затаренных мате-
риалов и изделий. Существуют стационарные и передвижные лен-
точные конвейеры, стационарные и передвижные пластинчатые
конвейеры, скребковые, винтовые и роликовые конвейеры.
Для вертикального и резко наклонного перемещения грузов на
складах НПЗ используются подъемники и грузовые лифты раз-
личных типов. Механизированный подъемник СП-2М применяется
для укладки и выемки штучных грузов из стеллажей, имеющих
224
высоту до б м. Грузоподъемность СП-2М равна 10 кН (1000 кгс),
скорость подъема платформы с грузом — 0,20 м/с, без груза —
0,25 м/с.
Грузовые лифты устанавливаются в специальных шахтах мно-
гоэтажных складских помещений и оборудуются системой сигнали-
зации, обеспечивающей безопасность их работы. Лифты могут
работать с проводником (и в этом случае кнопочное управление
находится внутри кабины) или без проводника (управление — сна-
ружи).
Для перемещения материалов и изделий в смешанном направ-
лении на складах НПЗ широко используются различные самоход-
ные погрузчики. Универсальными машинами, предназначенными
для погрузо-разгрузочных работ являются электропогрузчики.
С их помощью грузы транспортируются на расстояние до 100—
200 м. Грузоподъемность электропогрузчиков составляет 2,5—
50 кН (250—5000 кгс). Для удобства проведения погрузо-разгру-
зочных операций электропогрузчики снабжаются различными
Таблица VIII. 3
Технические характеристики электропогрузчиков
Показатель	Объединение «Балканкарэ		Канаш ский завод электро- погруз- чиков	Электротехни- ческий завод (г. Бельцы)		Калинин- градский вагоно- строи- тельный завод	Свердлов- ский машино- строитель- ный завод им. Ка- линина
	ЕВ-612-1	ЕВ-63	Э П-201	ЭП-0601	ЭПВ-104	рпв-i	ЭП-103
Грузоподъем-	-						
ность, кН (кгс) .	6,3	10	20	6,3	7,5	10	10
	(630)	(1000)	(2000).	(630)	(750)	(1000)	(1000)
Наибольшая вы-							
сота подъема . груза м . . . .	2,9	3,3	2,8	3	' 1,8; 2,8; 4,5	2,75; 1,5	1,8; 2,8
Скорость подъе-							
ма груза, м/мин Скорость пере-	—	—	10	12	8	—	—
движения, км/ч:							
с грузом . .	8	8	9	8,6	6	6,5	9
без груза . .	9	9	12	9,4	7	7,5	10
Преодолеваемый							
уклон пути . . Число двигателей	1 : 15	1 : 12	—	7°	7°	6°	—
передвижения, шт		2	2	1	2	1	1	1
Мощность двига- теля, кВт . . . Напряжение дви-	1,5	1,5	6	1,3	2,5	4	4
гателя, В . . .	24	24	50	24	30	30	40
8 Зак. 768
225
Сменными захватными приспособлениями: кантователем, вилоч-
ным захватом, штырем, стрелой, ковшом и др. Технические харак-
теристики некоторых электропогрузчиков даны в табл. VIII. 3.
На рис. VIII. 5 приведен общий вид электропогрузчика ЭПВ-1.
Необходимо отметить, что электропогрузчики типа ЭН могут при-
меняться только во взрыво- и пожаробезопасных помещениях.
Автопогрузчики предназначаются для погрузо-разгрузочных ра-
бот на открытых складских площадках и под навесом. Допускается
Рис. VIII. 5. Электропогрузчик ЭПВ-1.
их использование и в закрытых складах, имеющих хорошую вен-
тиляцию. Выпускаются автопогрузчики грузоподъемностью 10 кН
(1 тс) с двигателем от автомобиля «Запорожец» (тип 4020), 20 кН
(2 тс) с двигателем от автомобиля «Москвич-407» и автопогрузчик
типа 4023 грузоподъемностью 32 кН (3,2 тс).
Для работы в узких проездах и стесненных условиях цехов при-
меняются электропогрузчики с выдвижным вперед грузоподъемни-
ком или вилами (электроштабелеры). Электроштабелеры имеют
грузоподъемность 5 кН (ЭШВ-186) и 10 кН (ЭШПВ-1А).
На электропогрузчиках и электроштабелерах, как и на электро-
тележках, устанавливаются двигатели постоянного тока, питаю-
щиеся от аккумуляторных батарей.
226
Для зарядки аккумуляторных батарей при складах сооружают-
ся зарядные станции. В состав зарядных станций входят: зарядное
отделение, агрегатная, щелочная, ремонтное отделение. В заряд-
ном отделении расположены клеммные щиты, к которым подво-
дится постоянный ток от зарядных агрегатов, размещенных в спе-
циальном помещении.
Зарядка осуществляется агрегатно-обезличенным способом —
со 100%-ной выемкой батарей из погрузчиков. Предусмотрен так-
же вариант зарядки батарей без выемки из погрузчиков. Продол-
жительность зарядки батарей составляет 7 ч, время работы бата-
рей на погрузчике — 7 ч, время съема батареи на погрузчике с уче-
том проезда погрузчика от места работы до зарядного пункта и
обратно—1 ч. Выемка аккумуляторных батарей из погрузчиков
производится с помощью кран-балки.
Для механизации складских операций широко применяются
всевозможные краны. Самоходные стреловые краны — на гусенич-
ном и автомобильном ходу —име\от грузоподъемность от 10 до
500 кН (1—50 тс). Их достоинствами являются возможность об-
служивания больших площадей при малых габаритных размерах,
способность передвигаться в различных направлениях, поворачи-
ваться вокруг оси, поднимать и опускать груз. К недостаткам та-
ких кранов следует отнести небольшую устойчивость и сравнитель-
но высокую стоимость.
Мостовые электрические краны, используемые в материальных
складах и на базах оборудования, имеют грузоподъемность до
200 кН  (20 тс) и пролет от ,12 до 32 м. Существуют мостовые
краны подвесных и опорных конструкций, работающие с грузо-
выми крюками, грейферами и другими устройствами.
Склады для хранения материалов на поддонах в стеллажах или
штабелях обслуживаются кранами-штабелерами. Кран-штабелер
представляет собой мостовой кран, оборудованный вращающейся
вертикальной колонной, по которой с помощью механизма подъема
передвигается грузовой захват.
Для механизации работ на открытых площадках применяются
козловые краны, которые перемещаются по подкрановым путям на
ходовых тележках. Козловые краны имеют грузоподъемность
10—500 кН (1—50 тс), ширина пролета у этих кранов колеблется -
от 4 до 32 м. С помощью козловых кранов перекрываются большие
территории, на которых могут находиться железнодорожные пути
и автодороги. Благодаря этому обеспечивается удобство процесса
перегрузки.
Хранение отдельных видов материалов и изделий. Хранение
металла. Для предотвращения коррозии металлических изделий
при хранении их следует покрывать защитной краской, консерви-
рующей смазкой, битумами и т. п. Углеродистую и качественную
сталь в виде листов и проката, цветные металлы, а также трубы
из углеродистой и легированной сталей рекомендуется хранить
под навесом. Арматуру, фитинги и фланцы помещают для
8*
227
хранения в неотапливаемые, а шарико- и роликоподшипники — в
отапливаемые склады.
Хранение строительных материалов. К строитель-
ным материалам относятся вяжущие (цемент, гипс, известь), инерт-
ные (гравий, песок, щебень), битумные, кровельные и изоляцион-
ные материалы, лесоматериалы, стекло, железобетонные и бетон-
ные изделия, кирпич. Вяжущие материалы хранятся в условиях,
предотвращающих их порчу под влиянием влаги (обычно в
неотапливаемых складах). Для хранения кирпича, стекла, лесо-
материалов применяются навесы. Инертные материалы хранят на
открытых площадках в бункерах, закромах или штабелях.
Хранение электротехнических изделий и хими-
ческих материалов. Электротехнические изделия и материалы
(электроаппаратура, электродвигатели, электроизоляционные и ус-
тановочные материалы) легко портятся при неудовлетворительном
хранении. Поэтому их следует хранить в закрытых сухих, отапли-
ваемых помещениях с постоянной температурой. В таких же поме-
щениях должны храниться контрольно-измерительные приборы,
приборы автоматики, телемеханики и электроники, электроизмери-
тельная и лабораторная электроаппаратура, лабораторное обору-
дование и посуда.
Химические материалы (щелочи, кислоты и др.), используемые
на НПЗ в больших объемах, принимаются и хранятся на реагент-
ном хозяйстве (см. ниже). В центральном материальном складе
осуществляется хранение лакокрасочных материалов, карбида
кальция.
РЕАГЕНТНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Реагентное хозяйство НПЗ предназначено для приема со сто-
роны, хранения и подачи потребителям жидких реагентов, избира-
тельных растворителей и т. п. Номенклатура реагентов, применяе-
мых на НПЗ, весьма обширна и зависит от глубины переработки
нефти, профиля предприятия, набора технологических установок.
На заводах с глубокой переработкой нефти, на предприятиях топ-
ливно-масляного профиля номенклатура и объем потребления реа-
гентов значительно шире, чем на заводах с неглубокой переработ-
кой нефти. В табл. VIII. 4 приведены данные о расходе основных
реагентов на НПЗ двух различных профилей. Как следует из
табл. VIII. 4, на обоих заводах в больших количествах расходуются
щелочь, моноэтаноламин, диэтиленгликоль, деэмульгатор и ингиби-
тор коррозии. На НПЗ топливно-масляного профиля кроме этих
реагентов расходуются метилэтилкетон, пропан, бензол, толуол,
фенол, этан.
Реагентное хозяйство должно обеспечивать возможность хране-
ния запасов реагентов в следующих объемах: серная кислота —
20-суточная потребность предприятия, каустическая и кальцини-
рованная сода — 25-суточная, прочие реагенты (кроме сильнодей-
ствующих ядовитых веществ) — 30-суточная. Такие реагенты, как
фенол, фурфурол, метилэтилкетон, ацетон, бензол, диэтиленгли-
228
Таблица. VIII.4
Расход основных реагентов на НПЗ (в т/год)
Реагенты	НПЗ топливного профиля с неглубокой переработкой нефти мощностью 18—20 млн. т/год	НПЗ топливно- масляного профиля с углубленной переработкой нефти мощностью 28 — 30 млн. т/год
Аммиак 		500	840
Бензол		—	300
Дихлорэтан		14	17
Диэтиленгликоль 			140	490
Ингибитор ИКБ-2		800	920
Моноэтаноламин		340	465
Метилэтилкетон		—	1850
Деэмульгатор ОЖК	  .	620	785
Пропан технический		—	2420
Олеум		8800	8800
Серная кислота (93%-ная)		—	7660
Сода кальцинированная		780	900
Толуол 		960	3200
Фенол технический		—	4150
Щелочь (едкий натр)		1877	2300
Этан		—	365
Этиленгликоль		31	36
Этилмеркаптан 		1,7	2,1
Присадки:		
к авиакеросину 		207	250
к мазуту			2400	3000
к битумам (ПАВ)		41	41
/		
коль, тринатрийфосфат, отбеливающая глина хранятся в количе-
ствах, соответствующих месячной потребности предприятия.
Некоторые реагенты, применяемые на НПЗ (аммиак, этиловая
жидкость, хлор, дихлорэтан и др.), относятся к сильнодействую-
щим ядовитым веществам (СДЯВ). При их приеме и хранении в
реагентном хозяйстве следует руководствоваться «Санитарными
правилами проектирования, оборудования и содержания складов
для хранения СДЯВ».
Склады СДЯВ делятся на пять групп: в две первые группы
входят сыпучие и твердые СДЯВ, в третью — жидкие и летучие
СДЯВ, которые хранятся в емкостях под давлением (сжиженные
и сжатые газы), в четвертую — жидкие летучие СДЯВ, хранимые
в емкостях без давления, в пятую — дымящие кислоты. Из числа
наиболее широко применяемых на НПЗ реагентов аммиак отно-
сится к группе 3 (подгруппа А), тетраэтилсвинец и дихлорэтан —
к группе 4 (подгруппа Б), олеум — к группе 5.
Склады СДЯВ подразделяются на базисные, расходные и же-
лезнодорожные. Базисные склады предназначаются для длитель-
ного хранения больших количеств СДЯВ и отпуска их в расход-
ные склады потребителей. На расходных складах СДЯВ хранятся
229
в количествах, необходимых для производственных нужд предприя-
тий. То отделение реагентного хозяйства НПЗ, где хранятся ре-
агенты, относящиеся к сильнодействующим ядовитым веществам,
должно рассматриваться как расходный склад СДЯВ.
Емкость расходного склада, согласно п. 17 «Правил», не долж-
на превышать 100 т, независимо от суточного потребления.
На многих нефтеперерабатывающих заводах, сооружавшихся
в 1958—73 гг., реагентное хозяйство строилось по типовому про-
екту, разработанному ВНИПИНефтью (б. Гипронефтезаводы). Ти-
повой проект предназначался для заводов мощностью 6 млн. т/год,
работающих по топливно-масляной схеме. Реагентное хозяйство
по этому проекту было разделено на 6 отделений:
—	отделение № 1 приема, хранения и перекачивания серной
кислоты, щелочи и аммиака, состоящее из главного корпуса, эста-
кады слива аммиака, эстакады при главном корпусе, парков кис-
лоты, щелочи и аммиака;
—	отделение № 2 приема, хранения и выдачи этана, состоящее
из склада баллонов, раздаточной и парка этана;
—	отделение № 3 приема, хранения и перекачивания фенола,
состоящее из насосной, эстакады и резервуарного парка;
—	отделение № 4 приема, хранения и перекачивания спецре-
агентов (бензола, толуола, метилэтилкетона, метанола, изопропи-
лового спирта и пропана), состоящее из насосной, компрессорной,
открытой и закрытой (для приема бензола) эстакад;
—	отделение № 5 приема и хранения деэмульгатора НЧК (на-
сосная, эстакада, парки);
—	отделение № 6 — склады реагентов, поступающих в мелкой
таре, баллонов и порожней тары.
По проекту отделения территориально размещались на трех
участках. Участок А в составе отделений № 1—3 занимал пло-
щадку 90 X 180 м, участок Б в составе отделений № 4 и 5 — пло-
щадку 121 X 115 м.
Достоинством типового проекта реагентного хозяйства было то,
что он учитывал потребность заводов в широкой гамме реагентов,
недостатком — рассредоточенность объектов, обилие мелких зда-
ний и сооружений, для обслуживания которых привлекается зна-
чительный производственный штат, низкая степень механизации.
На рис. VIII. 6 приведен план зданий и сооружений на площадке А.
Поскольку ассортимент используемых реагентов в значитель-
ной степени изменился по сравнению с периодом проектирования
типового реагентного хозяйства, на ряде НПЗ осуществлено рас-
ширение реагентного хозяйства, построены новые узлы приема,
хранения и перекачки реагентов. В частности, появилась необходи-
мость приема неионогенных деэмульгаторов, моноэтаноламина, ди-
этиленгликоля, ингибиторов коррозии ИКБ-2 и ИКБ-4.
На вновь строящихся НПЗ реагентное хозяйство сооружается
по индивидуальным проектам.
На рис. VIII. 7 представлен план реагентного хозяйства, запро-
ектированного для нефтеперерабатывающего завода мощностью
230
Рис. VIII. 6. План отделений приема, хранения, перекачки серной кислоты,
щелочи, аммиака, этана и фенола типового реагентного хозяйства:
/ — главный корпус; 2— эстакада при главном корпусе; 3 —эстакада слива аммиака; 4—парк
кислоты, щелочи, аммиака; 5 —склад баллонов и раздаточная аммиака; б—парк этана;
7—насосная фенола; 8—эстакада фенола; 5—парк фенола.
Рис. VIII. 7. План реагентного хозяйства нового НПЗ:
резервуарные парки: / — ингибитора коррозии ИКБ-2; 2—деэмульгатора и ингибитора кор-
розии ИКБ-4; 3 — моноэтаноламина; 4— щелочи; 5 —раствора соды; 6 — помещение для хране-
ния аммиака; 7—насосная взрывоопасных реагентов (ИКБ-2); 3—насосная невзрывоопасных
реагентов; 9 — компрессорная аммиака; 10— сливная эстакада; 11—сливные стояки для
аммиака; 12—склад бочек; 13 — навес для бочек; 14— склад соды;
ТП—трансформаторная подстанция; КИП —операторная; ВК —вентиляционная камера.
12 млн. т/год, состоящего из двух комбинированных блоков типа
ЛК-бу и ряда других установок. В реагентном хозяйстве имеются:
1)	резервуарный парк;
2)	здание насосной (в нем размещаются: отделение для насо-
сов, перекачивающих ингибитор коррозии ИКБ-2, растворенный
в керосине и потому являющийся взрывоопасным; отделение для
насосов, перекачивающих прочие жидкие реагенты; склад мешков
с содой; склад реагентов в бочках; помещение для разогрева бо-
чек; навес для порожних бочек);
3)	компрессорная для слива аммиака:
4)	две железнодорожные эстакады: для слива аммиака и слива
всех прочих реагентов, поступающих в цистернах.
Реагентное хозяйство нового НПЗ занимает территорию
128 X 130 м. Предусмотрена площадка для дальнейшего расшире-
ния реагентного хозяйства.
Ниже описываются технологические схемы приема, хранения и
подачи потребителям различных реагентов.
Прием и хранение щелочи (рис. VIII.8). Щелочь на НПЗ при-
меняется для удаления сероводорода и низших меркаптанов из
сжиженных газов, бензиновых и керосиновых дистиллятов, для
подщелачивания нефти, удаления из нефтепродуктов следов сер-
ной кислоты и кислых продуктов реакции после сернокислотной
очистки, а также для нейтрализации кислых стоков.
Промышленностью выпускается твердый, жидкий и улучшен-
ный едкий натр. Твердый едкий натр вырабатывается в виде твер-
дой массы или пластин-чешуек и упаковывается в барабаны
(0,025—0,17 м3) из кровелькой стали. Жидкий едкий натр выпу-
скается пяти марок: А «Ртутный», Б и В «Диафрагменный», Г и
Д «Химический». Едкий натр марок А, В, Д содержит не менее
42%, марки Г — не менее 43%, марки Б — не менее 50% основного
вещества *. Содержание углекислого натрия в едком натре не
должно превышать: в марке А — 0,6%; Б — 1,0%; В и Г — 2,0%;
Д — 2,5%. Кроме того, выпускается жидкий едкий натр улучшен-
ных марок: ртутный А-1 и ртутный А-2. Содержание основного ве-
щества в этих марках составляет: в А-1 — не менее 42%, в А-2 —
не менее 45%.
Жидкий едкий натр транспортируют в специальных герметич-
ных железнодорожных цистернах с котлами из нержавеющей стали
или в гуммированных железнодорожных цистернах, приписанных к
предприятию-поставщику.
В прошлом на НПЗ щелочь иногда поступала в барабанах
(в твердом виде), однако в настоящее время она принимается, как
правило, в цистернах (в виде 42%-го раствора).
Температура плавления 42%-го раствора едкого натра равна
11,5 °C, поэтому в осенне-зимний период цистерны с щелочью не-
обходимо перед сливом разогреть. Для разогрева чаще всего при-
меняют острый пар.
* Здесь и ниже в данном разделе приводятся массовые проценты.
232
С той же целью могут быть использованы также переносные
подогреватели.
Разогретая щелочь сливается с низа цистерны 1 через слив-
ной прибор АСН-8Б, забирается насосом 2 и подается в резер-
вуар 3 для хранения. По мере необходимости щелочь из резер-
вуара 3 забирается насосом и направляется в резервуар 4, куда
для разбавления подается свежая вода или паровой конденсат.
Для улучшения перемешивания раствора в резервуар через бар-
ботажное устройство подается сжатый воздух.
Рис, VIII. 8. Схема приема, хранения и приготовления раствора щелочи:
/ — цистерна; 2—насос; 3— резервуар для концентрированной щелочи; 4—резервуар для при-
готовления и хранения раствора щелочи;
/—концентрированный реагент из цистерны к насосу; //—воздух для перемешивания;
lit — свежая вода или конденсат на разбавление; IV—раствор щёлочи потребителям.
При нормальных условиях едкий натр не вызывает коррозии,
поэтому допустимо его хранение в резервуарах из углеродистой
стали. Так как плотность 42%-го раствора щелочи составляет
1453 кг/м3, он не может храниться в резервуарах, предназначенных
для нефти и нефтепродуктов, поскольку последние рассчитаны на
продукты с плотностью не выше 1000 кг/м3.
Таблица VIII.В
Технические характеристики типовых резервуаров для хранения
неагрессивных химических продуктов плотностью до 1800 кг/м3
Номинальный объем резервуара, м3
Показатель	50	80	123	200	320	500	800
Полезный объем, м3		52	79	133	206	335	510	770
Диаметр, мм . . .	4730	4730	5700	6630	7580	8530	10430
Высота стенки, мм	2980	4470	5210	5960	7450	8940	8940
Масса резервуа- ра, т ..... Расход стали на 1 м3 объема, кг/м3		3,57	4,29	6,08	7,91	11,64	17,3	23,57
	68,7	54,3	45,7	38,4	34,7	33,9	30,6
Номер типового проекта ....	705-4-65	705-4-66	705-4-67	705-4-68	705-4-69	705-4-70	705-4-71
883
Институтом ЦНИИпроектстальконструкция разработаны типо-
вые проекты вертикальных цилиндрических резервуаров объемом
50—800 м3 для хранения неагрессивных химических продуктов
плотностью до 1800 кг/м3. Технические характеристики этих резер-
вуаров приведены в табл. VIII. 5.
Днище и стенка резервуара запроектированы в рулонном испол-
нении, а крыша — из заводских щитов. Материал конструкций —
углеродистая сталь марки ВСтЗ.
Строительная часть (фундамент), наружные ограждения, лест-
ницы и обслуживающие площадки, оснастка резервуаров техно-
логическим оборудованием, внутренняя и наружная антикорро-
зионная защита проектом не разработаны. Они выполняются по
отдельным чертежам, которые разрабатывает организация, произ-
водящая привязку типового проекта к условиям конкретных про-
мышленных объектов.
Прием и хранение кальцинированной соды. Кальцинированная
сода (углекислый натрий) Na2CO3 используется как заменитель
щелочи при подщелачивании нефти и нейтрализации продуктов
после кислотной очистки. Кальцинированная сода имеет более низ-
кую стоимость, чем каустическая, и поэтому ее применение эконо-
мически весьма эффективно.
Различают два вида кальцинированной соды — синтетическую
и природную. Синтетическая сода получается из аммиака и пова-
ренной соли, содержит не менее 99% основного продукта. Кроме
того, соду получают из нефелинового сырья. Этот вид синтетиче-
ской соды называется «сода кальцинированная техническая» и
содержит не менее 91,0—93,5% основного продукта. В при-
родной кальцинированной соде содержится 80—86% основного
вещества, 6—12% сернокислого натрия, 2,5—4,0% хлористого
натрия.
Кальцинированную синтетическую соду упаковывают в бумаж-
ные мешки массой не более 50 кг и перевозят в крытых железно-
дорожных вагонах.
Раствор соды готовится в вертикальном аппарате с перемеши-
вающим устройством. В аппарат единовременно засыпается 15 меш-
ков соды, а затем подается конденсат или подогретая вода с
температурой 80—90 °C и включается перемешивающее устрой-
ство. Приготовленный раствор соды концентрацией 12—15% отка-
чивается насосом в резервуар. На линии от аппарата до насоса
установлен фильтр для предотвращения попадания в насос части-
чек нерастворившейся соды.
Для доведения концентрации содового раствора до необходимой
величины (10%) в резервуары также подается конденсат. Как и
при приготовлении щелочи, для улучшения условий перемешива-
ния в резервуаре предусмотрено барботажное устройство. Приго-
товленный раствор соды по трубопроводу перекачивается потре-
бителям. На некоторых НПЗ, где такой трубопровод отсутствует,
соду перевозят с реагентного хозяйства потребителям в автоци-
стерне. Обязательным условием при перекачивании соды по трубо-
234
проводам является промывка трубопроводов горячим конденсатом
после каждого перекачивания.
Прием и хранение деэмульгатора. Для обессоливания нефти на
установках ЭЛОУ ранее применялся анионоактивный деэмульга-
тор НЧК (нейтрализованный черный контакт). В нефть НЧК до-
бавляется в чистом виде (500—5000 г/т обессоливаемой нефти).
Для приема и хранения НЧК в типовом реагентном хозяйстве
предусматривалась железнодорожная эстакада и резервуарный
парк.
В настоящее время вместо НЧК используются неионогенные
деэмульгаторы отечественного (ОЖК, проксамин и др.) и зару-
бежного (диссольван, сепарол и др.) производства. Отечественные
деэмульгаторы поступают на заводы в бочках или железнодорож-
ных цистернах, импортные — в бочках.
Деэмульгатор ОЖК (смесь полиэтиленгликолевых эфиров выс-
ших жирных кислот) представляет собой мазеобразную массу ко-
ричневого цвета. Температура застывания ОЖК находится в пре-
делах 35—42 °C, плотность при 50 °C равна 1050 кг/м3, вязкость
при 70 °C колеблется от 180 до 230 сСт.
Диссольваны 4400, 4411, 4422, 4433 изготавливаются фирмой
«Хехст» (ФРГ) и могут быть отнесены к соединениям типа блок-
сополимеров окисей этилена и пропилена. Они представляют со-
бой 65%-ные растворы ПАВ в метаноле или воде. По внешнему
виду диссольваны — светлая жидкость. Плотность диссольвана
4411 при 20°С— 1005 кг/м3, вязкость при 20°С—145 сСт, темпе-
ратура застывания — плюс 20 °C.
Продукт, поступивший ша реагентное хозяйство в железнодо-
рожных цистернах, предварительно разогревается с применением
глухого и острого пара. Для разогрева цистерн с деэмульгато-
ром может быть применен также электроподогрев. Существуют
различные конструкции электроподогревателей, разработанные
ВНИИСПТНефтью и СКВ «Транспрогресс».
Если деэмульгатор поступает в бочках, то выгрузка бочек из
вагонов производится с помощью электропогрузчика. Бочки до-
ставляются на склад, расположенный в одном здании с насосной и
складом соды. Для разогрева бочек предусмотрены специальные
камеры. Процесс разогрева и опорожнения бочек организуется сле-
дующим образом. Бочки со склада подаются электропогрузчиком
в камеры разогрева. В камере бочка, доставленная в вертикаль-
ном положении, поворачивается на 90° и укладывается на специ-
альные опоры под небольшим углом к горизонтали. Затем в ка-
меру аналогичным образом помещается еще одна бочка. После
того как будут открыты сливная пробка и пробка-воздушник, ка-
мера закрывается и в нее подается острый пар. Продолжитель-
ность разогрева зависит от свойств продукта и может достигать
20—24 ч.
После опорожнения бочек продукт из камер разогрева откачи-
вается насосом, а камера с помощью воздушника сообщается с ат-
мосферой. После охлаждения камеры из нее электропогрузчиком
235
извлекаются пустые бочки, которые доставляются на специальный
склад, прилегающий к зданию реагентного хозяйства.
В составе реагентного хозяйства нового НПЗ предусмотрено
четыре камеры разогрева (на две бочки каждая).
Неионогенные деэмульгаторы в технологическом процессе обес-
соливания нефти применяются в виде 2—5%-го водного раствора.
Поэтому на реагентном хозяйстве должно быть предусмотрено при-
готовление раствора необходимой концентрации. Приготовление
раствора деэмульгатора осуществляется по схеме, описанной выше
Рис. VIII. 9. Схема приема и хранения моноэтаноламина:
Ц-1 — цистерна; А-/ —бочка; Н-1, Я-2—насосы для приема моноэтаноламина (МЭА) из цистерны,
приготовления раствора, подачи раствора потребителям; Н‘3—насос для приема МЭА из
бочки; Е-1, Е-2 — емкости для хранения концентрированного МЭА*, Е-3\ Е-4— емкости для при-
готовления и хранения раствора МЭА.
/ — МЭА из цистерны к насосу; //—МЭА из бочки к насосу; 111— конденсат или вода для
приготовления раствора; /V —раствор МЭА потребителям; V—инертный газ; VJ—пар;
VII — конденсат.
для щелочи. Для разбавления применяется подогретая до 90—
100°C вода или паровой конденсат. Водный раствор ОЖК нежела-
тельно хранить более 5 дней.
Прием и хранение моноэтаноламина и диэтиленгликоля. Моно-
этаноламин (МЭА) применяется в значительных количествах для
очистки газа на установках каталитического риформинга, гидро-
очистки, газофракционирования и т. д.
МЭА представляет собой прозрачную, маслянистую, слегка жел-
товатую жидкость. Содержание МЭА в техническом продукте
должно составлять, не менее 80%, допускается содержание до 9%
суммы ди- и триэтаноламинов и до 20% воды. Транспортируется
МЭА в герметично закупоренных стальных бочках (0,1—0,3 м3)
или в железнодорожных цистернах. Срок хранения МЭА — один
год.
В том случае, когда моноэтаноламин поступает в цистернах,
его через нижний сливной прибор откачивают насосом в емкость
236
Ё-1 (рис. VIII. 9). МЭА рекомендуемся хранить под «подушкой»
инертного газа в горизонтальных емкостях под давлением. В тех-
нологических процессах МЭА применяется в виде разбавленного
(обычно 15%-го) раствора. Для приготовления раствора концен-
трированный МЭА перекачивают в емкость Е-2, куда для разбав-
ления подводится охлажденный конденсат или очищенная вода.
Приготовление раствора осуществляется рециркуляцией по схеме:
емкость Е-1— насос Н-1—емкость Е-2. Приготовленный раствор
подается потребителям. Управление приготовлением раствора осу-
ществляется с центрального щита с помощью электрозадвижек.
Если МЭА поступает на реагентное хозяйство в бочках, его от-
качивают вихревым самовсасывающим насосом Н-2 в емкость Е-1.
Схема приема и хранения диэтиленгликоля или триэтиленгли-
коля— избирательных растворителей, применяемых на установках
каталитического риформинга для выделения ароматических угле-
водородов из катализата, — аналогична описанной выше для МЭА.
Промышленность вырабатывает диэтиленгликоль (ДЭГ) трех
марок: ДП, ДН и ДГ. Содержание основного вещества в ДП — не
менее 98,7%, в ДН и ДГ — не менее 96,5%.. Содержание влаги
в ДП — не более 0,1%, в ДН и ДГ — не более 0,4%. ДЭГ тран-
спортируется в чистых сухих алюминиевых бочках или цистернах.
Разрешается перевозка диэтиленгликоля марки ДГ в стальных ци-
стернах или оцинкованных бочках.
Прием и хранение аммиака. На НПЗ аммиак используется в ка-
честве хладагента, если необходимо добиться снижения темпера-
туры до 0 — минус 15 °C. Для обеспечения более низких темпера-
тур применяется этиленовый или этановый, холод, а для охлажде-
ния до плюс 15 — плюс 5Л2 — фреоновый.
Аммиак транспортируется по железным дорогам в специальных
цистернах объемом 54 и 80 м3. Цистерны изготавливаются из стали
09Г2С. Существуют различные схемы слива аммиака: с примене-
нием откачивающих насосов, компрессоров, передавливанием воз-
духом.
Схема приема аммиака с применением компрессора, создаю-
щего в приемной емкости более низкое давление, чем в железно-
дорожной цистерне, приведена на рис. VIII. 10. Этим же компрес-
сором отсасываются -остатки аммиака из цистерны после ее
опорожнения. Пары аммиака через отделитель жидкости 2 отса-
сываются из емкости 8, сжимаются компрессором 4 до 1,4 МПа и
поступают в маслоотделитель 5 и конденсатор-холодильник 6.
В аппаратах 5 и 6 происходит конденсация паров аммиака (в. мас-
лоотделителе 5 за счет непосредственного контакта с холодным
аммиаком, а в конденсаторе-холодильнике 6 — в результате ох-
лаждения водой). Жидкий аммиак из цистерны 1 самотеком по-
ступает в емкость для хранения аммиака 8. Сюда же подается
жидкий аммиак из линейных ресиверов 3. Из емкости 8 аммиак
откачивается потребителям за счет разности давлений, создавае-
мой в приемных резервуарах установок-потребителей компрессо-
рами этих установок.
237
Согласно п. 7 «Санитарных правил проектирования, оборудо-
вания и содержания складов для хранения сильнодействующих
ядовитых веществ (СДЯВ)» расходные склады СДЯВ всех групп
надлежит размещать в отдельных закрытых, хорошо вентилируе-
мых помещениях. Поэтому емкости для хранения аммиака устана-
вливаются внутри специальных зданий. Допускается размещение
расходных складов СДЯВ в пристройках к отдельно стоящим на
территории предприятия складским зданиям.
Рис. VIII. 10. Схема приема аммиака и подачи его на установки:
/—цистерна; 2—отделитель жидкости;* 3—ресиверы; 4—компрессор; 5 — маслоотделитель;
6—конденсатор-холодильник; 7 —маслосборник; 8— емкость для хранения аммиака; 9 — свеча
сброса газа;
1 — аммиак из цистерны в емкость; // — пары аммиака из цистерны к компрессору; ///— аммиак
из емкости потребителям и обратно; IV—пары аммиака из емкости к компрессору.
В некоторых случаях по согласованию с органами санитарного
надзора разрешается хранение аммиака на открытом воздухе.
Кроме того, аммиак может храниться в наземных резервуарных
парках, если на предприятии существует собственное производ-
ство аммиака.
Прием и хранение ингибиторов коррозии. Для предотвращения
коррозии на технологических установках и в системах оборотного
водоснабжения применяются специальные ингибиторы. Башкир-
ским научно-исследовательским институтом по переработке нефти
(БашНИИ НП) разработана технология получения ингибиторов
ИКБ-2 и ИКБ-4. Эти ингибиторы производятся на Салаватском
нефтехимическом комбинате и других предприятиях. Ингибитор
ИКБ-2 представляет собой пасту коричневого или темно-коричне-
вого цвета. Он вырабатывается в виде 100%-го продукта или
50%-ной пасты в дизельном топливе; 100%-ный продукт является
твердым и имеет температуру плавления 60—70 °C, а 50%-ная па-
ста имеет мазеобразную консистенцию и плавится при 40—50 °C.
Ингибитор ИКБ-2 поступает на НПЗ в железнодорожных ци-
стернах или бочках (0,2 м3). Поскольку ингибитор применяется
в виде 1—5%-го раствора в нефтепродукте, в составе реагентного
хозяйства предусматриваются узлы разбавления ингибитора ИКБ-2
бензином или керосином. Последовательность приготовления рас-
твора следующая: емкость на !/з заполняется разбавителем, имею-
щим температуру на 5—10 градусов выше температуры плавления
ИКБ-2, затем в нее закачивается ингибитор концентрации 100%
238
или 50%. емкость доливается разбавителем и раствор тщательно
перемешивается насосом.
Ингибитор ИК.Б-4 разработан для применения в системах обо-
ротного водоснабжения НПЗ, но может использоваться и для за-
щиты конденсационно-холодильной аппаратуры установок АТ и
АВТ. ИКБ-4 выпускается в виде двух марок — нефтерастворимой
(Н) и водорастворимой (В) пасты. Он представляет собой мазеоб-
разную пасту цветом от желтого до темно-коричневого. Темпера-
тура застывания пасты составляет: 50 °C для марки Н, 70 °C для
марки В. Содержание воды в пасте марки Н — не более 5%, в па-
сте марки В — не более 15%.
На установках первичной перегонки удобнее применять 25—
50%-ную пасту ИКБ-4 в нефтепродукте. Температура плавления
50%-ной пасты ИКБ-4 равна 30—40 °C.
Прием и хранение серной кислоты. Серная кислота используется
на НПЗ в качестве катализатора процесса алкилирования, для
очистки индивидуальных ароматических углеводородов от непре-
дельных соединений, удаления следов ароматики из жидких Пара-
финов, очистки светлых дистиллятов (особенно вторичного проис-
хождения), очистки масел и т. д. Промышленностью выпускается
серная кислота: контактная (улучшенная и техническая), олеум
(улучшенный и технический), башенная, аккумуляторная и реге-
нерированная. В контактной и аккумуляторной серной кислоте
содержится 92—94% моногидрата, в башенной — не менее 75%,
в регенерированной — не менее 91%. Олеум содержит 100% моно-
гидрата и, кроме того, насыщен сернистым ангидридом (в техни-
ческом олеуме содержится не менее 18,5% SO3, а в улучшенном —
не менее 24% SO3). У
На НПЗ применяется серная кислота концентрацией 96—98%
(при алкилировании изобутан» бутиленами) и 84—92% (при
очистке крекинг-дистиллятов и смазочных масел). Для получения
бесцветных масел (медицинских, парфюмерных), очистки жидких
парафинов, производства сульфонатных присадок и удаления аро-
матических углеводородов из бензинов-растворителей применяется
олеум.
Серная кислота поступает на НПЗ в цистернах объемом 32 м3
(60 т продукта), изготовленных из углеродистой стали ВСтЗспб.
Для перевозки улучшенной серной кислоты предназначены ци-
стерны объемом 37 м3 (63 т) из биметалла 20К + ЭИ-448. Олеум
транспортируется в цистернах, оборудованных паровой рубаш-
кой.
Условия транспортировки, приема и хранения серной кислоты
в большой степени зависят от ее концентрации. Следует иметь
в виду, что для серной кислоты характерно значительное измене-
ние таких показателей, как плотность, температура застывания,
агрессивность в зависимости от концентрации кислоты. В табл.
VIII. 6 приводятся данные о плотности, температуре застывания и
коррозионной активности серной кислоты и олеума различной кон-
центрации.
23?
Схема узла приема и хранения серной кислоты приведена на
рис. VIII. 11. Из цистерны Ц-1 серная кислота поступает через ба-
чок Е-1 к насосу Н-1 (Н-2), которым закачивается в одну из ем-
костей Е-4 или Е-5. Для обеспечения возможности слива кислоты
Рис. VIII. 11. Схема узла приема и хранения серной кислоты:
Ц-/ —цистерна; Е-1 — бачок для заливки насосов; Е-2 — отбойный бачок; Е-3 — бачок для про-
мывки отсасываемого воздуха раствором щелочи; Е-4, Е-5 —емкости для храпения кислоты;
Е-9— бачок для нейтрализации паров кислоты; Н-1, Н-2—насосы для перекачивания кислоты;
Н-3— вакуум-насос;
I—серная кислота из цистерны; II— серная кислота от Е-1 к насосам; III — вакуумная линия;
IV — кислота из Е-4, Е-5 к насосу; V — серная кислота потребителям; VI — щелочь для заливки
Е-3, Е-6.
вакуум-насосом .Н-3 в сливной линии создается разрежение. От-
сасываемые пары поступают к вакуум-насосу через отбойный ба-
чок Е-2 и бачок для нейтрализации отсасываемых паров Е-3, ко-
торый заполнен щелочным раствором.
Из емкостей Е-4 и Е-5 серная кислота (олеум) насосами Н-1
и Н-2 подается потребителям.
Таблица VIII. 6
Физико-химические свойства серной кислоты и олеума
различной концентрации
Показатель	Концентрация моногидрата в H2SO4, %				Концентрация SO3 в олеуме, %			
	68	84	93	98	18	20	22	24
Температура за- стывания, °C .	—43	+8	-35	+0,1	-16,9	-11,0	-4,6	+ 1,5
Скорость корро- зии углероди- стой	стали, мм/год ....	0,09	0,12	0,10	0,06	1,73			0,53
Плотность при 20 °C, кг/м3 . .	1587,4	1769,3	1827,9	1836,5	1889,6	1896,4	1903,2	1910,0
240
Для предотвращения загрязнения атмосферы пары продуктов
из емкостей пропускают через бачок со щелочью Е-6. Этот же ба-
чок предохраняет емкости от попадания в них атмосферного воз-
духа, содержащего влагу. Щелочь в бачки Е-6 и Е-3 подается из
реагентного хозяйства.
Резервуары для хранения серной кислоты концентрацией 84—
94% могут устанавливаться на открытом воздухе и не требуют
подогрева. Трубопроводы для перекачки серной кислоты концен-
трацией до 94% можно не изолировать.
Олеум представляет собой СДЯВ, поэтому хранить его надо
в помещении. Допускается хранение олеума в резервуарах на от-
крытой площадке при согласовании с органами санитарного над-
зора. Поскольку, температура застывания олеума близка к О °C,
при складировании его на открытом воздухе резервуары следует
обогревать. При контакте олеума с подогревателями возможно их
коррозионное разрушение, попадание обогревающего пара в ре-
зервуар, сильный разогрев хранящегося в резервуаре олеума и,
как следствие, разрушение резервуара. Поэтому у олеумных ре-
зервуаров подогреватели всегда должны быть наружными. По
указанной причине не допускается разогрев олеумных цистерн
с применением погружных змеевиков. Если на НПЗ поступает ци-
стерна с олеумом, не имеющая паровой рубашки, то подогрев при
сливе следует вести с применением рециркуляции через теплооб-
менник.
СКЛАДЫ КАТАЛИЗАТОРОВ И АДСОРБЕНТОВ
В современной технологии переработки нефти широко исполь-
зуются каталитические процессы, В табл. VIII. 7 приведены данные
о расходе катализаторов и адсорбентов на двух крупных НПЗ.
Как следует из этой таблицы, наиболее велика потребность в по-
лиметаллическом катализаторе риформинга, алюмокобальтмолиб-
деновом катализаторе гидроочистки и алюмосиликатном катализа-
торе каталитического крекинга. Адсорбенты — цеолиты, силика-
гель — используются для извлечения парафинов нормального
строения из дизельных топлив, осушки газовых и жидкостных по-,
токов.
С целью приема и хранения катализаторов и адсорбентов на
заводах сооружаются специальные склады. Объем склада должен
обеспечить хранение нормативных запасов катализаторов и адсор-
бентов.
Для реакторов с движущимся слоем катализатора норматив-
ный запас соответствует 30-суточной текущей потребности в ката-
лизаторе плюс одна загрузка для полной замены катализатора
в системе (аварийный запас). Если на НПЗ имеется несколько
однотипных блоков или установок, то аварийный запас-катализа-
тора предусматривается только для наиболее крупной установки
(блока).
Для реакторов с неподвижным слоем катализатора (адсор-
бента) запас определяется следующим образом. Если на заводе
841
одна-три установки потребляют одинаковый катализатор, напри-
мер алюмоплатиновый, то на складе должна содержаться одна
резервная загрузка катализатора для полной его замены на уста-
новке; если таких установок четыре и более, то на складе хранят
две резервные загрузки. В том случае, когда на заводе имеются
Фасад
План на отметке + 0.00
Рис. VIII. 12. Склад катализатора:
1—помещение для особо ценных продуктов; 2—контора; 3 — санузел; 4—бытовые помещения;
/-кран-штабелер КШП; //—секционный стеллаж.
установки различной мощности (например, установки каталитиче-
ского риформинга мощностью 300 и 600 тыс. т/год), величина
загрузки принимается по установке большей мощности.
На НПЗ склады катализаторов и адсорбентов сооружаются по
индивидуальным проектам, однако могут быть использованы и
типовые проекты складов общего назначения. Так, для хранения
катализаторов и адсорбентов на НПЗ мощностью 12 млн. т/год
может быть использован склад, построенный по типовому проекту
709-49, разработанному ГПИ-1 (рис. VIII. 12). Основные техниче-
24?
Таблица VIII. 7
Расход катализаторов и адсорбентов на НПЗ (в т/год)
Катализаторы и адсорбенты ч	НПЗ топливно- масляного профиля мощностью 28—30 млн. т/год	НПЗ топливного профиля с неглубокой переработкой нефти ч мощностью 18 млн. т/год
Катализаторы		
Алюмокобальтмолибденовый		250	120
Полиметаллический серии Кр		85	78
Алюмоплатиновый ИП-62		55	55
Цеолитсодержащий типа РСГ (для каталитиче-		
ского крекинга) . 		1450	—
Алюмоплатиновый АП-15		15	9
Боксит гидраргиллитовой структуры		145	145
Адсорбенты
Активный уголь		7	2
Силикагель		15	10
Глина гранулированная 		27	18
Глинозем активный . 				20	10
Гопкалит . . . 			6	6
Цеолит NaX 			104	104
Цеолит NaA		2	2
Окись цинка		3	2
Сита молекулярные для извлечения парафинов		
нормального строения 		160	160
ские данные этого склада: строительный объем — 8976 м3, пло-
щадь застройки с платформами—Х592 м2, полезная площадь —
1152 м2. Склад непосредственно примыкает к железной дороге.
Емкость склада — 430 т, удельная нагрузка на 1 м2 площади склад-
ских помещений — 0,4 т. В здании склада располагаются также
бытовые помещения, рассчитанные на 14 человек, и контора. Для
механизации погрузо-разгрузочных работ предусматривается кран-
штабелер КШП грузоподъемностью 2,5 кН (250 кгс).
СКЛАДЫ СМАЗОЧНЫХ МАСЕЛ.
РЕГЕНЕРАЦИЯ ОТРАБОТАННЫХ МАСЕЛ
Специальные склады предназначаются для приема, хранения
и выдачи потребителям смазочных масел различных марок. Но-
менклатура и годовой расход масел определяются составом и
количеством оборудования, применяемого на НПЗ, а также удель-
ными нормами расхода масел.
Ориентировочные расходы смазочных масел на НПЗ различ-
ного профиля приведены в табл. VIII. 8.
Потребность в смазочных маслах на заводах топливно-масля-
ного профиля частично удовлетворяется за счет собственного
243
Таблица VIII.8
Расход смазочных масел на НПЗ различного профиля (в т/год)
Масла	НПЗ топливного профиля МОЩНОСТЬЮ 16 млн. т/год	НПЗ топливно- масляного профиля мощностью 20 млн. т/год
Авиационные 		7,6	3,8
Автомобильные 		17,0	24,0
Дизельные 		11,2	16,0
Индустриальные		84,5	270,0
Компрессорные		21,2	45,0
Трансформаторные		6,6	14,5
Турбинные 		64,9	60,0
производства. На НПЗ топливного профиля все смазочные масла
получают со стороны.
Масла, используемые в больших количествах, поступают на
НПЗ в железнодорожных цистернах и хранятся в резервуарах.
Специальные масла, расходуемые в небольших количествах,
а также консистентные смазки поступают на НПЗ в бочках и хра-
нятся на складе тарного хранения масел. -
На рис. VIII. 13 изображен план склада масел объемом 600 м3.
В состав склада входят сливной фронт, насосная, резервуарный
парк, площадка автослива и налива масел.
Сливной фронт состоит из трех установок для нижнего герме-
тизированного слива масел и двух сливных стояков. Стояки ис-
пользуются при отсутствии у цистерн нижнего сливного прибора
или его неисправности.
В насосной предусмотрен машинный зал, где установлены
15 шестеренчатых насосов и раздаточная. Насосами осуществляет-
ся перекачивание масел из железнодорожных цистерн и автоци-
стерн, подача масел из резервуара в резервуар, отпуск масел из
хранилища через раздаточную в автоцистерны и другую тару.
Предусмотрена также возможность подачи масел потребителям
по трубопроводам.
Резервуарный парк состоит из шести горизонтальных резер-
вуаров объемом 25 м3 и шести вертикальных резервуаров объемом
75 м3.
Площадка автослива и налива масел оборудуется сливными
патрубками, к которым подключаются гибкие шланги автоцистерн.
Склад тарного хранения масел изображен на рис. VIII.14. По-
мещение склада разделено на четыре отсека, в каждом из которых
хранится определенный вид масел и смазок. Общая площадь
склада — 162 м2, полезная площадь—132 м2. Для удобства
подъезда автомашин с бочками склад снабжен пандусом.
При использовании смазочных масел образуются заметные ко-
личества отработанных масел, которые следует собирать и направ-
лять для повторного применения. Норма сбора отработанных масел
244
Фасад
Ось железной
Рис. VIII. 13. Склад наземного хранения масел:
1—площадка слива и выдачи масел в автоцистерны; 2—резервуарный парк; 3—здание насосной; 4—площадка железнодорожного слава масел*
Рис. VIII. 14. Склад тарного хранения масел:
1 —4—отсеки для хранения масел и смазок.
Рис. VIII. 15. Маслорегенерационная установка Р-1000М.
Рис. VIII. 16. Технологическая схема маслорегенерационной установки Р-1000М:
/ — емкость; 2—змеевик; 3 — смесительный аппарат; 4 — крышка; 5 — электродаигатель;
б —газоотводная труба; 7 —бункер для глины; 8 — баллон с аммиаком; 9 — адсорбер;
10—фильтр-пресс; //—электропечь; 12 — термометр; 13—плунжерный насос; /-/—шестеренчатый
насос; /5—-центрифуга.
на НПЗ (в % от массы потребляемых свежих масел) составляет:
моторные — 25; индустриальные — 30; трансформаторные — 40;
турбинные — 40; компрессорные — 30.
Наилучшим способом использования отработанных масел яв-
ляется их повторная целевая переработка (регенерация). Масло-
регенерационные установки небольшой мощности (1 тыс. т/год)
в течение ряда лет эксплуатируются на нефтебазах. Ведется проек-
тирование крупных установок переработки отработанных масел
мощностью 50 и 150 тыс. т/год. Эти установки намечается по-
строить на нескольких НПЗ и использовать для переработки не
только собственных отработанных масел, но в основном масел,
поступающих со стороны.
На рис. VIII. 15 приведен общий вид маслорегенерационной
установки Р-1000М, а на рис. VIII. 16 — ее технологическая схема.
Установка предназначена для восстановления отработанных
трансформаторных, турбинных и индустриальных масел и состоит
из аппарата с перемешивающим устройством, электропечи, фильтр-
пресса и адсорберов. Для регенерации применяются методы кон-
тактной очистки и перколяционной очистки с последующим филь-
трованием.
При контактной очистке масло после предварительного отстоя
закачивается в аппарат с мешалкой 3, где нагревается проходя-
щим через змеевик паром до 80—90 °C и обрабатывается отбели-
вающей глиной. Количество глины составляет 5—10% от массы
масла. Смесь масла с глиной плунжерным насосом 13 подается
на фильтр-пресс 10.
При перколяционной очистке масло, подогретое до 80—90 °C
из аппарата 3 подается насосом 13 через электропечь 11 в адсор-
беры 9, заполненные адсорбентом. В качестве адсорбента исполь-
зуются силикагель, алюмогель, отработанный алюмосиликатный
катализатор. Из адсорберов масло поступает на фильтр-пресс 10.
Если масло имеет повышенную кислотность, то адсорбент акти-
вируют газообразным аммиаком, подаваемым из баллона.
Техническая характеристика установки Р-1000М:
Производительность по сырью, кг/цнкл . .	1000
Продолжительность цикла, ч............ 8
Установленная мощность, кВт ....	14,7
Единовременная загрузка силикагеля в ад-
сорберы, кг.......................... 120
Расходные показатели (на 1 т сырья):	'
электроэнергии, кВт-ч.............	120
отбеливающей глины, кг......... 50—100
хлопчатобумажного бельтинга, м2 . . .	0,4
фильтровального картона, кг...... 4—8
Габариты, мм:
длина.................................  3160
ширина.......................... 2820
высота.......................... 2920
Установка Р-1000М монтируется на двух каркасах и обслужи-
вается одним оператором. Качество регенерированного масла долж-
но соответствовать ГОСТ 21046—75 на регенерированные масла.
247
Глава IX
СНАБЖЕНИЕ ЗАВОДА ВОЗДУХОМ,
ИНЕРТНЫМ ГАЗОМ,
ВОДОРОДОМ, ТОПЛИВОМ
СНАБЖЕНИЕ ВОЗДУХОМ
Для различных нужд, нефтеперерабатывающего завода (НПЗ)
в значительных количествах расходуется сжатый воздух. Воздух
используется для пневматических систем автоматического регу-
лирования и контроля, применяется для разнообразных техноло-
гических целей и т. д.
Потребление сжатого воздуха приборами автоматического регу-
лирования составляет в среднем 0,5—1,0 м3/ч * на каждый прибор.
В зависимости от сложности технологической схемы установки по
переработке нефти и, следовательно, от количества приборов на
этой установке расход воздуха на ней колеблется в пределах от 1
до 8 м3/мин. На комбинированных установках, в которых совме-
щается пять-семь различных процессов, расход воздуха в 1,5—•
2 раза выше. Данные о проектном расходе воздуха на нужды КИП
и автоматики различными технологическими установками совре-
менного НПЗ приведены в табл. IX. 1.
Расход воздуха на нужды КИП в целом по заводу зависит от
количества технологических установок и глубины переработки
нефти. Он составляет 0,4—1,0 м3/т перерабатываемой нефти. Воз-
дух, подаваемый к приборам автоматического контроля, должен
быть очищен и осушен.
Сжатый воздух применяется также при очистке змеевиков труб-
чатых печей от кокса, при регенерации катализаторов, на окисли-
тельных установках, в ремонтных целях (для пневматического
инструмента).
Для очистки труб печей от коксовых отложений используются
два способа — пневматический и паровоздушный. При пневмати-
ческой очистке в очищаемую трубу вставляется воздушная тур-
бинка, которая шарниром соединена с чугунным бойком. В тур-
бинку подают сжатый воздух. Средний расход воздуха на одну
турбинку составляет 4,2 м3/мин. Число турбинок /V, работающих
одновременно можно рассчитать по формуле:
А = mla/T
где т — продолжительность чистки 1 м трубы; I — длина трубы, м;
а — число труб в печи, шт.; Т — продолжительность чистки всего
змеевика.
* Все объемы газообразных веществ отнесены к нормальным условиям,
248
Таблица IX. 1
Расход воздуха на нужды КИП технологическими установками НПЗ
Установка	Мощность по сырью, тыс. т/год	Расход воздуха	
		мЗ/ч	ТЫС. м3/год
Электрообессоливания нефти . . .	2000	0,5	240
Атмосферно-вакуумной перегонки . Атмосферной перегонки с блоком	2000	3,4	1600
ЭЛОУ		6000	4,6	2200
Каталитического риформинга . . . Каталитического риформинга с бло-	600	5,0	2200
ком экстракции		300	5,2	2300
Гидроочистки дизельного топлива	1200	3,6	1600
Термического крекинга	 Каталитического крекинга с движу-	450	1,5	650
щимся слоем катализатора .... Каталитического крекинга с пыле-	250	3,4	1500
видным катализатором 			1200	3,7	1700
Замедленного коксования 		600	2,2	1080
Деасфальтизации гудрона		250	2,3	1150
Селективной очистки масел .... Депарафинизации масел и обезмасли-	600	5,1	2450
вания гача . 			 Карбамидной депарафинизации ди-	300	8,0	3850
зельного топлива 		1000	10,0	4800
Изомеризации бензиновых фракций	300	3,3	1450
Битумная		250	3,4	1600
Разделения ксилолов . . 	 Комбинированная по переработке нефти ЛК-6у (первичная перегонка, каталитический риформинг, гидро- очистка дизельного топлива и ке-	84	4,4	1950
росина, газофракционирование) . .	6000 (по нефти)	14	6700
Значение т зависит от того, какое сырье нагревалось в печи.
Для легкого сырья (бензины, легкие углеводороды) т = 0,30, для
средних дистиллятов (керосины, дизельное топливо) т = 0,27,
для остаточного сырья (мазуты, гудроны)^? = 0,25. Суммарный
расход воздуха на чистку одной печи с помощью пневматических
турбинок составляет 4,2М м3/мин.
При паровоздушной очистке в змеевик трубчатой печи подается
нагретая до нужной температуры паровоздушная смесь, под воз-
действием которой кокс окисляется и сгорает. Расход воздуха при
паровоздушной очистке составляет 200—300 кг/ч на каждый по-
ток печи.
Регенерация катализаторов на технологических установках мо-
жет проводиться непрерывно или периодически — в зависимости от
того, какой процесс реализован на данной установке.
На установках каталитического крекинга с движущимся слоем
шарикового и микросферического катализатора регенерация
249
осуществляется непрерывно. Воздух вводится в регенераторы этих
установок (в слой движущегося катализатора). Расход воздуха
на установках каталитического крекинга составляет 10—15 м3/кг
кокса. Поскольку при каталитическом крекировании образуется
3—5% (масс.) кокса в расчете на сырье, расход воздуха равен
300—500 м3/т перерабатываемого сырья. На установках каталити-
ческого риформинга и гидроочистки обрабатываемое сырье про-
пускается через неподвижный слой алюмоплатинового или алюмо-
кобальтмолибденового (алюмоникельмолибденового) катализа-
тора. В процессе эксплуатации активность катализатора
постепенно уменьшается. Снижение активности катализатора ком-
пенсируется изменением технологического режима — повышением
температуры процесса, подачей промотора, увеличением расхода
водорода и т. п. Если изменением режима не удается компенсиро-
вать снижение активности катализатора, необходимо провести ре-
генерацию катализатора.
Периодичность регенерации зависит от свойств данной партии
катализатора, состава сырья, типа катализатора и, наконец, от
того, насколько точно соблюдают технологический режим. По ре-
комендациям научно-исследовательских институтов межрегенера-
ционный период для катализаторов риформинга АП-56 и АП-64
составляет 3—6 месяцев, для полиметаллических катализаторов
серии Кр — 12 месяцев, для алюмокобальтмолибденовых катализа-
торов гидроочистки средних дистиллятов — 6 месяцев. Однако на
практике во многих случаях межрегенерационный период оказы-
вается гораздо большим.
Регенерация катализатора на установках каталитического ри-
форминга сводится к выжигу кокса, отложившегося на алюмопла-
тиновом катализаторе и проводится при строго контролируемой
температуре с использованием инертного газа, содержащего опре-
деленное количество кислорода. Кислород поступает вместе с воз-
духом, подаваемым при регенерации в линию нагнетания циркуля-
ционных компрессоров, которыми в этот период перекачивается
инертный газ.
Количество воздуха, подаваемого на разных стадиях регенера-
ции, неодинаково. На первой стадии воздух поступает в таком
количестве, чтобы его содержание в газе на входе в реакторы со-
ставляло 0,5—0,6% (об.). Во время второй стадии регенерации
расход воздуха поддерживается таким, чтобы содержание кисло-
рода в смеси сначала составляло 0,5—0,6% (об.). Затем расход
воздуха увеличивается и содержание кислорода доводится до
1,0% (об.). После окончания второй стадии регенерации осущест-
вляется прокалка катализатора, во время которой содержание кис-
лорода на входе в первый реактор повышается до 1,5% (об.), а за-
тем до 3% (об.).
Воздух на установках каталитического риформинга необходим
также при пассивации катализатора (окислении сорбированных
на поверхности катализаторов углеводородов, способных самовос-
250
пламеняться при соприкосновении
катализатора с воздухом). Пассива-
ция осуществляется инертным га-
зом, содержащим до 5% (об.) кис-
лорода.
Регенерация катализатора на
установках гидроочистки проводит-
ся паровоздушным или газовоздуш-
ным методом.
Процесс паровоздушной регене-
рации состоит из трех стадий: на-
чальный период, собственно регене-
рация, выжиг глубинного кокса.
В первый период воздух подается в
постепенно увеличивающихся коли-
чествах. Сначала во избежание
«вспышки» кокса и быстрого подъ-
ема температуры воздух подается
в количестве, не превышающем 1%
(об.) от расхода водяного пара. В
период установившегося режима
расход воздуха составляет 5—8%
(об.) от расхода водяного пара, а
при операции выжига глубинного
кокса доводится до 8—12% (об.).
Регенерация считается законченной,
Рис. IX. 1. Расход воздуха при регенерации
катализаторов на установке ЛК-6у:
а — регенерация а люмоп л этинового катализатора
риформинга; б —регенерация алюмокобальтмолиб-
денового катализатора гидроочистки дизельного
топлива; в — регенерация алюмокобальтмолибдено-
вого катализатора гидроочистки керосина.
когда концентрация кислорода в отходящих дымовых газах повы-
шается до 15—18% (об.).
При газовоздушной регенерации катализатора выжиг кокса
ведется смесью инертного газа и воздуха. В начальный период ре-
генерации расход воздуха должен быть таким, чтобы содержание
кислорода в смеси составляло 0,2% (об.), а в конце регенерации —
1,2% (об.). После окончания регенерации проводится операция
прокалки кокса, во время которой содержание кислорода в цирку-
лирующем газе должно составлять 2% (об.).
Расход воздуха за период регенерации катализатора на уста-
новках риформинга и гидроочистки достигает 50—100 тыс. м3. Сле-
дует иметь в виду, что количество воздуха, подаваемого в различ-
ные периоды регенерации, изменяется, что наглядно иллюстри-
руется рис. IX. 1, на котором представлен график расхода воздуха
251
V при регенерации катализатора в разных секциях комбинирован-
ной установки по переработке нефти ЛК-6у. Например, при реге-
нерации катализатора в секции риформинга воздух расходуется
в продолжение 36 ч, начиная с 67-го часа регенерации, по 16 м3/ч.
Затем после 5-часового перерыва (нагрев катализатора до более
высокой температуры) воздух расходуется по 2400 м3/ч в течение
12 ч и после трехчасового перерыва (нагрев катализатора до еще
более высокой температуры) вновь подается в количестве 2400 м3/ч
в течение 4 ч.
К окислительным процессам, наиболее распространенным на
НПЗ, относятся получение битума, производство синтетических
жирных кислот (СЖК) из нефтяных парафинов, получение серной
кислоты и элементарной серы из сероводорода.
На битумных установках расход воздуха составляет 100—
150 м3/т получаемого продукта, на установках производства СЖК
около 50 м3/т сырья.
Расход сжатого воздуха на ремонтные нужды зависит от коли-
чества подключаемых во время ремонта инструментов и прини-
мается равным 1,5 м3/мин на каждый инструмент. Кроме того, тех-
нологический воздух потребляется ремонтно-механической базой,
цехом металлической тары и разливочной масел.
Потребители предъявляют различные требования к давлению
подаваемого воздуха. Нормы технологического проектирования
требуют, чтобы давление сжатого воздуха общего назначения (тех-
нологического) у источника давления составляло 0,8 МПа, а у по-
требителя— не ниже 0,6 МПа. Сжатый воздух для приборов
контроля и автоматизации у источника давления должен иметь
давление 0,7—0,8 МПа, а у потребителя — не ниже 0,6 МПа. Тем-
пература воздуха должна быть равна 30—40 °C. На установках
каталитического крекинга давление в регенераторах не превышает
0,06—0,08 МПа, поэтому воздух можно подавать при небольшом
избыточном давлении.
При регенерации катализатора установок гидроочистки и ката-
литического риформинга воздух подается в нагнетательную линию
циркуляционных компрессоров, перекачивающих инертный газ.
Поэтому давление воздуха должно быть не ниже давления, разви-
ваемого этими компрессорами. На установки риформинга воздух
должен поступать с давлением 2,2—2,4 МПа, а на установки
гидроочистки, где проводится газовоздушная регенерация,—
4,0 МПа.
Снабжение воздухом осуществляется как от централизованных
общезаводских воздушных компрессорных, так и от местных воз-
духодувных и компрессорных. Местные воздуходувные и компрес-
сорные имеются в составе установок каталитического крекинга и
производства битума.
Для централизованного снабжения потребителей сжатым воз-
духом на НПЗ сооружаются воздушные компрессорные. При опре-
делении числа компрессорных на заводе учитываются следующие
факторы:
252
1) размер территории завода и расстояние от воздушной ком-
прессорной до наиболее удаленного потребителя воздуха (необхо-
димо, чтобы потери давления в сети до'потребителя не превышали
0,2 МПа);
2) очередность ввода объектов завода в эксплуатацию.
Как правило, на НПЗ с большим числом установок малой
единичной мощности, занимающих значительную площадь, соору-
жается и эксплуатируется не менее двух воздушных компрессор-
ных. На современных заводах, территория которых благодаря при-
менению укрупненных и комбинированных установок в несколько
раз меньше, строится одна центральная заводская воздушная ком-
прессорная.
Работа воздушных компрессорных и систем снабжения сжатым
воздухом регламентирована «Правилами устройства и безопасной
эксплуатации воздушных компрессоров и воздухопроводов», ут-
вержденными ВЦСПС 22 июня 1963 г. В «Правилах» содержатся
основные положения об установке компрессоров, системах смазки
и забора воздуха, арматуре, контрольно-измерительных приборах
и регулирующей аппаратуре воздушных компрессорных, устройстве
и монтаже внешних воздухопроводов.
Число компрессоров выбирается в зависимости от потребности
в воздухе, производительности серийно выпускаемых компрессо-
ров, необходимости обеспечения бесперебойного снабжения воз-
духом постоянных потребителей. Предусматривается 100%-ный
резерв для компрессоров, подающих воздух для приборов автома-
тического контроля.
На большинстве действующих НПЗ для сжатия воздуха приме-
няются поршневые компрессоры с масляной смазкой цилиндров.
Содержание масла в сжатом воздухе после таких компрессоров
достигает 20—25 мг/м3, а иногда и еще выше. Удаление масла из
сжатого воздуха — технически сложная задача, которую не всегда
удается решить успешно. Поэтому более целесообразно для сжа-
тия воздуха использовать компрессоры непоршневого типа (мем-
бранные, центробежные и т. п.) и поршневые, работающие без
смазки цилиндров. На некоторых НПЗ уже эксплуатируются воз-
душные компрессорные, оборудованные центробежными компрес-
сорами типа К-250-61-2, ЦК-135/8.
Воздухозаборйые устройства располагаются вне производ-
ственного помещения — в зоне, которая защищена от солнечной
радиации и тепловых выделений различных агрегатов. Воздух за-
бирается на высоте не менее чем на 2—3 м выше уровня земли.
Заборное устройство закрывается специальным колпаком, предот-
вращающим попадание в него атмосферных осадков.
Фильтры во всасывающей линии компрессора предназначаются
для удаления из воздуха частиц пылц_крупнее 5—6 мкм. Наиболее
широко применяются пылевые фйлътры, состоящие из набора
смоченных в висциновом масле кассет или цилиндров (висциновые
фильтры), а также фильтры, изготавливаемые из стекловолокна,
полиамидных и целлюлозных волокон.
.253
Фильтры могут быть индивидуальными или общими для несколь-
ких компрессоров, однако в последнем случае для каждого компрес-
сора должна быть предусмотрена возможность отключения (при не-
обходимости ремонта) от общего всасывающего трубопровода.
Для компрессоров малой производительности (до 360 м3/ч)
с разрешения технической инспекции профсоюзов допускается осу-
ществлять Забор воздуха из помещения компрессоров станции.
Все компрессорные установки снабжаются следующими кон-
трольно-измерительными приборами и арматурой:
1)	манометрами и предохранительными клапанами на компрес-
сорах, холодильниках и воздухосборниках (ресиверах);
2)	устройствами для измерения температуры сжатого воздуха
на каждой ступени компрессора и после промежуточного и кон-
цевого холодильника, а для компрессоров производительностью бо-
лее 3000 м3/ч — регистрирующими приборами;
3)	приборами для сигнализации и автоматического отключения
компрессора при повышении давления и температуры сжатого воз-
духа сверх допустимых норм, а также при прекращении подачи
охлаждающей воды;
4)	манометрами и термометрами для измерения температуры
и давления масла.
Компрессорные станции, на которых эксплуатируется три и бо-
лее машин оборудуются системой дистанционного контроля и сиг-
нализации работы установки.
Смазка компрессоров проводится в соответствии с инструкцией
завода-изготовителя. Разница между температурой вспышки масла
и температурой сжатого воздуха должна быть не менее 75°C. Мас-
ляные фильтры в системе принудительной циркуляции масла не-
обходимо очищать не реже одного раза в два месяца, а масляный
насос — не реже одного раза в месяц.
Сжатый воздух после компримирования содержит не только
масло, но и влагу, пыль, продукты коррозии. Поэтому он нуждает-
ся в очистке и осушке. Для отделения водяных и масляных капель
используются специальные аппараты — водомаслоотделители.
Существуют водомаслоотделители инерционного, поверхностного и
инерционно-контактного типа. Инерционное отделение капель про-
исходит вследствие поворотов и резкого изменения скорости воз-
душного потока. В аппаратах поверхностного типа воздушный
поток пропускают через слой насадки с развитой поверхностью
(гофрированные сетки, кольца Рашига и т. п.), в аппаратах инер-
ционно-контактного типа воздушный поток проходит между зигза-
гообразными листами или жалюзями.
Наивысшая степень отделения жидкости достигается в водо-
маслоотделителях с насадкой из волокнистых фильтрующих мате-
риалов. В качестве фильтрующих материалов используются стек-
ловолокно, капроновое волокно, асбест и т. п.
Помимо капель в сжатом воздухе после компрессоров содер-
жатся пары масла. Для очистки воздуха от масляных паров при-
254
меняются различные поглотители — активные угли, силикагель, ак-
тивная окись алюминия.
Осушка воздуха на НПЗ осуществляется также адсорбционным
методом. Другие существующие методы (охлаждение, абсорбция,
хемосорбция) используются редко. Адсорбционный метод позво-
ляет добиться очень низкого остаточного влагосодержания воздуха
(соответствующего температуре точки росы минус 70°C и ниже).
Рис. IX. 2. Схема воздушной компрессорной:
ЦК-1, ЦК-2—центробежные компрессоры низкого давления; ПК-1, ПК-2—поршневые компрес-
соры высокого давления; Ф-1 — Ф-П— фильтры; Т-1 — Т-4—теплообменники; УОВ-/— УОВ-б —
установки осушки воздуха; Е-1—Е-5— емкости и сепараторы; МО-1, МО-2— маслоотделители;
А-1 — воздухозаборная труба; Г-1—гидрозатвор;
/ — воздух на нужды КИП; II—воздух технологический; ///—воздух высокого давления;
IV—воздух к глушителям шума; V — выхлоп в атмосферу; VI—слив масла.
Для осушки сжатого воздуха применяются силикагель, активная
окись алюминия, цеолиты. Адсорбционная осушка воздуха осуще-
ствляется как циклический технологический процесс на неподвиж-
ном слое адсорбента. В системах осушки имеется два и более
адсорбера. Когда в одном из них проводится осушка воздуха, в
другом регенерируется адсорбент.
Схема воздушной компрессорной приведена на рис. IX. 2. Воз-
дух забирается через воздухозаборную трубу А-1, проходит через
воздушные фильтры Ф-1, Ф-2 и подается на компрессоры ЦК-1 и
ЦК-2, которыми сжимается до 0,8 МПа. Для предотвращения пре-
вышения давления на нагнетательной линии компрессоров установ-
лен предохранительный клапан. Сжатый воздух охлаждается
в холодильниках Т-1, Т-2.
Охлажденный воздух проходит группу коксовых фильтров
Ф-3 — Ф-10 типа ВМФ и поступает в отделение осушки. Для
осушки используются установки типа УОВ, состоящие из автома-
тического блока осушки, блока фильтров для улавливания масла,
блока для улавливания пыли, теплообменника и воздухосборника.
Блоки осушки воздуха имеют низкую единичную производи-
тельность. Серийно выпускаются установки на 10; 20; 30 и
100 м3/мин воздуха. При использовании даже наиболее крупной
из установок УОВ в состав общезаводской компрессорной прихо-
дится включать несколько таких установок.
255
По данным завода «Курганхиммаш» — изготовителя устано-
вок УОВ, они весьма чувствительны к температуре поступающего
на осушку воздуха. Номинальная производительность УОВ опре-
деляется по воздуху, подаваемому на осушку при давлении 0,7—
0,8 МПа и температуре 20°С. Повышение температуры на 10—
15 °C должно приводить к снижению производительности в 2—
3 раза или к ухудшению качества осушки. Однако практический
опыт эксплуатации установок осушки воздуха не всегда подтверж-
дает эти данные о зависимости между температурой воздуха и
производительностью блоков.
Недостатками установок осушки воздуха являются относи-
тельно низкая надежность (блоки и, в особенности, входящие в их
состав воздухоподогреватели часто выходят из строя), отсутствие
автоматического регулирования степени осушки в условиях пере-
менных расходов и температур, низкая интенсивность использо-
вания оборудования. Осушенный воздух подается потребителям
по трубопроводам. Коллекторы осушенного воздуха проклады-.
ваютея по территории заводов без изоляции и спутника, а трубо-
проводы неосушенного (технологического) воздуха — с паровым
или водяным спутником и в изоляции.
Целесообразно подвергать осушке также и технологический
воздух, что позволит отказаться от расхода теплоты на обогрев
трубопроводов. Кроме того, появляется возможность использова-
ния трубопроводов технологического воздуха для резервирования
трубопровода воздуха КИП. «Правила устройства и безопасной
эксплуатации воздушных компрессоров и воздухопроводов» тре-
буют периодически, не реже одного раза в 6 месяцев, проводить
промывку воздухопроводов для очистки от масляных отложений.
Промывать воздухопроводы рекомендуется 5%-ным раствором
едкого натра. После очистки воздухопровод должен быть промыт
водой до полной нейтрализации едкого натра и просушен сжатым
воздухом в течение не менее получаса.
После продувки проверяют, не произошло ли уменьшение тол-
щины стенок воздухопровода вследствие коррозии. В период про-
мывки коллектора воздуха КИП подача воздуха для приборов осу-
ществляется по коллектору технологического воздуха.
В состав общезаводских компрессорных в ряде случаев вклю-
чаются компрессоры высокого давления для подачи воздуха на
регенерацию катализаторов риформинга и гидроочистки. На не-
которых установках каталитического риформинга и гидроочистки,
построенных в 1962—1970 гг. (Л-35-11/300, Л-24-6), имеются
специальные компрессоры, сжимающие воздух до необходимого
давления. Ряд заводов использует эти компрессоры для подачи
воздуха высокого давления на другие установки. На установках,
построенных позднее (Л-35-11/600, ЛК-6у, Л-35-11/1000 и др.),
компрессоры воздуха высокого давления отсутствуют и снабже-
ние их воздухом осуществляется от заводской сети.
Осушенный воздух низкого давления дросселируется до давле-
ния 3 кПа и через буферную емкость £-£^иодается на сжатие
256
компрессорами высокого давления ПК-1, ПК-2 (рис. IX.2). Дл5Г
защиты компрессоров от повышения давления во всасывающей
линии предусмотрен гидрозатвор Г-1. Сжатый компрессорами воз-
дух охлаждается в холодильниках Т-3, Т-4, отделяется от масла
в маслосборниках с циклонными сепараторами МО-1, МО-2 и
через емкость (ресивер) Е-5 выдается в сеть.
Недостаток описанной схемы — необходимость дважды сжи-
мать воздух: сначала до 0,8 МПа, а затем (после дросселирова-
ния) до более высокого давления. Такое решение является вы-
нужденным и связано с тем, что при регенерации катализаторов
необходим осушенный воздух, а установки УОВ рассчитаны только
на давление 0,8 МПа.
Система снабжения потребителей воздухом КИП должна об-
ладать повышенной надежностью, поскольку прекращение подачи
этого воздуха делает технологические производства неуправляе-
мыми и может стать причиной крупных аварий. Для обеспечения
гарантированной непрерывной подачи воздуха КИП, как уже ука-
зывалось выше, предусматривается 100%-ное резервирование
компрессоров, подающих воздух для пневматических систем авто-
матизации.
На многих зарубежных НПЗ резервный компрессор имеет при-
вод от паровой турбины или дизельного двигателя. Это позволяет
обеспечить непрерывную подачу воздуха КИП даже при- прекра-
щении поступления электроэнергии.
Важным элементом безаварийной системы снабжения возду-
хом приборов автоматики и контроля служат буферные емкости
(ресиверы), которые размещаются на технологических установках
и предназначаются для хранения запаса сжатого воздуха. -
Буферными емкостями, рассчитываемыми на хранение часо-
вого запаса воздуха КИП, оснащаются все установки и объекты
общезаводского хозяйства.	_
СНАБЖЕНИЕ ИНЕРТНЫМ ГАЗОМ
За последние 15—20 лет все отечественные НПЗ оснащены
системами снабжения инертным газом (азотом). Инертный газ
первоначально применялся для регенерации катализаторов рифор-
минга и гидроочистки; появление на НПЗ крупных производств,
вырабатывающих инертный газ, связано с широким внедрением
в нефтепереработку этих процессов. В дальнейшем инертный газ
начал все шире использоваться в целях, не связанных с регене-
рацией катализатора. В настоящее время он применяется для соз-
дания «подушек» в резервуарах, в которых хранятся легкоокис-
ляемые продукты, для продувки аппаратуры и оборудования пе-
ред ремонтом, при проведении пневматических испытаний на
прочность и испытаний трубопроводов на плотность.
При регенерации алюмоплатинового катализатора установок
каталитического риформинга инертный газ используется для сле-
дующих (проходящих последовательно) операций: продувка си-
стемы «на свечу», промывка системы при низкой (ниже 100 °C)
‘/,9 Зак. 768
257
температуре путем многократного заполнения ее инертным газом
с последующим сбросом давления; промывка системы при темпе-
ратуре в реакторах 250 °C; собственно регенерация катализатора,
во время которой инертный газ в смеси с воздухом проходит по
схеме сырьевого цикла, а избыточные газы, образующиеся при
горении кокса, сбрасываются «на свечу»; прокалка катализатора;
промывка системы сухим инертным газом до снижения содержания
кислорода не более 0,5% (об.). Если система в период регенерации
сообщалась с атмосферой, проводится опрессовка аппаратуры
инертным газом высокого давления.
При газовоздушной регенерации катализаторов гидроочистки
инертный газ используется в операциях продувки, заполнения
системы, выжига кокса и серы, прокалки катализатора, продувки
системы.
При паровоздушной регенерации этих же катализаторов сна-
чала вся система продувается инертным газом, а затем он заме-
няется водяным паром и в ходе операций выжига кокса и про-
калки катализатора не потребляется. После прокалки водяной
пар вновь заменяется инертным газом и система продувается до
тех пор, пока из нее не будут полностью удалены водяные пары.
Затем подготовленная к работе система испытывается на герме-
тичность инертным газом высокого давл'ения.
Потребление инертного газа так же, как и воздуха, носит сту-
пенчатый характер. Например, при регенерации алюмоплатино-
вого катализатора на укрупненных установках каталитического
риформинга необходимо подать 15 000 м3 (1500 м3 X 10) инертно-
го газа для продувки системы, 15 000 м3 для заполнения системы
перед регенерацией, 15 000 м3 для промывки системы после реге-
нерации. Если в процессе регенерации произошло разуплотнение
системы риформинга, а также после замены катализатора, прово-
дится испытание системы на герметичность. С этой целью по-
дается 76 000 м3 инертного газа (4000 м3 X 19) высокого давления.
На современных установках каталитического риформинга
жесткого режима и других установках, где осуществляется
осушка газов цеолитами, инертный газ применяется для регене-
рации цеолитов.
На установках депарафинизации циркуляция инертного газа
обеспечивает вакуум в системе фильтрования, уменьшает потери
растворителя при испарении, предотвращает образование взрыв-
чатой смеси, которая могла бы возникнуть в системе в присут-
ствии кислорода воздуха. Под давлением инертного газа с поверх-
ности барабана вращающегося вакуум-фильтра отделяется пара-
финовая лепешка. В составе установок депарафинизации имеются
две системы инертного газа: дыхательная, которая находится под
давлением 2 кПа, и вакуумная. В эти системы инертный газ по-
дается из газгольдера, заполняемого из общезаводской сети.
Данные о расходе инертного газа различными потребителями
на заводах представлены в табл. IX. 2.
258
Таблица IX. 2
Расход инертного газа технологическими установками НПЗ
Установка	Мощность по сырью тыс. т/год	Расход	
		мЗ/ч (макс.)	ТЫС? мЗ/ГОД
На регенерацию, продувку и опрессовку систем
Каталитического риформинга . . . Каталитического риформинга с экс-	600	2000	347
тракцией ароматики 		300	2500	1300 132* 77
Гидроочистки дизельного топлива .	900	3000	
Изомеризации бензиновых фракций .	300	2000	1310
Гидроочистки масел . . 		 Комбинированная по переработке	360	960	70
нефти ЛК—бу			6000	4000	602
На поддержание газовой «подушки»
Каталитического риформинга . . .	600	0,2	1,7
Гидроочистки дизельного топлива . Депарафинизации масел и обезма-	900	0,2	1,7
сливания гача 		300	—-	0,42
• В числителе —при газовоздушной регенерации, в знаменателе — при паровоздушной.
На НПЗ инертный газ получают одним из двух способов:
1) сжиганием топливного газа в токе атмосферного воздуха
при минимальном избытке последнего с последующей очисткой
образовавшегося дымового газа от окислов углерода и осушкой;
2) разделением воздуха на азот и кислород при высоких дав-
лениях и низких температурах.
Установки получения инертного газа методом сжигания по-
строены почти на всех заводах, где имеются установки платфор-
минга и гидроочистки. Первая типовая установка инертного газа
была запроектирована в 1957 г. Расчетным сырьем для нее был
принят топливный газ из общезаводской сети, имеющий теплоту
сгорания 40 000 кДж/м* 1 2 3 (9500 ккал/м3). Для снижения калорий-
ности газа к нему перед подачей в печь подмешивается холодный
дымовой газ. Производительность установки составляла 2000 м3/ч.
Поскольку требования, которые предъявлялись в период про-
ектирования этой установки к качеству газа, состояли в том,
чтобы он был сухими не содержал более 0,5% (об.) кислорода,
в схеме установкКоыла предусмотрена очистка от кислорода на
платиновом катализаторе и осушка на бокситах.
По проекту предполагалось, что в составе инертного газа бу-
дет содержаться 18% (об.) СО2 и что окиси углерода в составе
газа не будет. Как показал опыт пуска этих установок на ряде
729*
259
заводов, инертный газ содержал повышенное количество окиси
углерода—в среднем 2,6% (об.), а в отдельных случаях — до
5% (об.). Поскольку в дальнейшем. было выдвинуто требование
о снижении содержания окислов углерода (СО и СО2) в инертном
газе, разработанный в 1960 г. проект модернизированной уста-
новки производства инертного газа включал реакторы, в которых
СО окисляется в СО2 на катализаторе — гопкалите (смеси окис-
лов марганца и меди). Для удаления двуокиси углерода преду-
сматривались скрубберы щелочной промывки.
В связи с созданием и широким внедрением новых модифика-
ций алюмоплатинового катализатора возникла необходимость
дальнейшего снижения содержания окиси углерода, которая яв-
ляется сильнейшим ядом алюмоплатиновых катализаторов (ад-
сорбция СО на поверхности катализаторов приводит к их необра-
тимой дезактивации), до 0,1% (об.). Это было учтено при разра-
ботке в 1966—1968 гг. проектов новых установок инертного газа
производительностью 300—360 и 1500 м3/ч.
При проектировании был детально изучен вопрос о выборе
сырья. Поскольку, как показал опыт эксплуатации установок
инертного газа, топливные газы нефтеперерабатывающих заводов
отличаются непостоянством состава, сильными колебаниями теп-
лоты сгорания, повышенным содержанием тяжелых бензиновых
компонентов, в проектах этих установок в качестве сырья был
применен сжиженный газ. В зависимости от конкретных условий
работы предприятия могут использоваться либо индивидуальные
пропан и бутан, либо их смесь. Расход сжиженного газа на произ-
водство инертного газа составляет 156 кг/ч (1250 т/год). Это не
превышает 1% от общей выработки сжиженных газов на НПЗ.
Технологическая схема установки инертного газа мощностью
1500 м3/ч приведена на рис. IX, 3. Сырье через промежуточную
емкость поступает в испаритель 1, откуда пары углеводородов
подаютсй в топку инертного газа 2, работающую под небольшим
избыточным давлением (0,16МПа). Из топки 2дымовой газ (после
охлаждения в непосредственно соединенном с топкой скруббере 3,
орошаемой водой) направляется в адсорбер 4 на очистку от СО2
раствором моноэтаноламина. Очищенный от СО2 газ сжимается до
0,8 МПа компрессором 5, охлаждается и подвергается осушке в
адсорберах 7. В качестве адсорбента используется синтетический
цеолит NaA. Адсорберы работают по сменно-циклическому гра-
фику с продолжительностью цикла, равной 24 ч. Цикл состоит из
трех фаз — осушки газа, регенерации адсорбента и охлаждения
адсорбера, каждая из которых продолжается 8 ч.
Инертный газ, поступивший ца осушку, подогревается в печи
6 до 400—440 °C и подается в тот из адсорберов, в котором в дан-
ный момент проводится регенерация цеолита — удаление погло-
щенной при осушке влаги. Затем газ охлаждается в холодильнике
8 до 35 °C, отделяется от влаги и поступает в тот адсорбер, кото-
рый в этот момент работает как осушитель. Осушенный газ ис-
пользуется затем для охлаждения третьего адсорбера.
260
После осушки газ подвергается очистке от СО в адсорбере 9,
заполненном гопкалитом.
По проекту очищенный,и осушенный газ имеет следующий с04
<?тав [в % (об.)]: N2— 98,6; СО2— до 1,0; СО—до 0,1; О2 —до 0,3.
Влажность газа равна 0,04 г/м3, что соответствует точке росы
минус 35 °C.
В установках мощностью 300—360 м3/ч сохранен основной
принцип получения инертного газа — сжигание испаренного сжи-
женного газа. Однако сжигание проводится не в печи со скруб-
бером, а на специальной установке ЭК-125М03, разработанной
Всесоюзным научно-исследовательским институтом электротерми-
ческого оборудования (ВНИИЭТО). Агрегат ЭК-125М03 состоит
из камеры сжигания с охлаждаемым водой газоотводом, водяного
холодильника, влагоотделителя, гидрозатвора и воздуходувки.
 //
Рис. IX. 3. Технологическая схема установки инертного газа:
1— испаритель: 2—топка; 3—скруббер; 4, 7, 9—адсорберы; 5—компрессор низкого давления^
6— печь; 8 — холодильник; 10—компрессор высокого давления; 11 — сепаратор;
У —сжиженный газ; // — неочищенный и неосушенный инертный газ без давления; ///—очи-
щенный от СО, неосушенный инертный газ; IV—очищенный от СО, осушенный инертный
газ (0,8 МПа); V—очищенный от СО, и СО обущенный инертный г^з (0,8 МПа); Vi—инертный
газ (6,4 МПа); VII—углекислый газ; VIII — Моноэтанол амин; УХ—* вода; X — пар.
Дымовой газ с температурой 40 °C подается из агрегата на очист-
ку от СО, СО2 и осушку. Для подогрева газа, поступающего на
регенерацию осушителя, вместо печи используется электроподо-
греватель.
Недостатком описанных установок является присутствие в
инертном газе заметных количеств окиси углерода, поскольку
примененный катализатор не позволяет полностью удалить СО.
За рубежом на установках получения инертного газа для удале-
ния СО используется алюмопалладиевый катализатор, с помощью
которого можно добиться снижения содержания окиси углерода
в газе до 20%. Для удаления влаги из газа часто используется
метод вымораживания.	*
Примененные на отечественных установках инертного газа
способы очистки от окислов углерода позволяют добиться сниже-
ния содержания СО до 0,1% (об.), а СО2 — до 1,0% (об.). Такая
глубина очистки недостаточна, поскольку, как установлено, окись
углерода может легко образовываться из СО2 при относительно
низких температурах (150—200 °C) в присутствии платинового
катализатора. Поэтому в настоящее время выдвинуто требование
9 Зак. 768	261
при регенерации катализатора установок платформинга исполь-
зовать инертный газ, содержащий не более 0,1% (об.) окиси угле-
рода и не более 0,2% (об.) двуокиси углерода.
Азот высокой чистоты (99,9% и выше) может быть получен
на установках разделения воздуха, которые широко применяются
в различных отраслях народного хозяйства, испытывающих по-
требность в чистом кислороде и азоте.
Установки разделения воздуха отличаются по типу технологи-
ческой схемы: способу получения холода (холодильному циклу),
способу очистки воздуха от двуокиси углерода и- влаги и т. д.
Эксплуатируется большое количество стационарных и передвиж-
ных воздухоразделительных установок производительностью от
15 до 35 000 м3/ч по кислороду и от 20 до 48 000 м3/ч по азоту.
В зависимости от вида получаемой продукции установки разделе-
ния воздуха подразделяются на азотные, азотно-кислородные и
кислородные. Установки первого типа в качестве товарной про-
дукции выпускают только азот, второго —азот и кислород, тре-
тьего — только кислород.
На НПЗ строятся азотные и азотно-кислородные установки.
Кислород, вырабатываемый одновременно с азотом может быть
использован в некоторых процессах окисления, для очистки сточ-
ных вод, для сварки в ремонтно-механическом цехе завода. На не-
которых НПЗ рядом с азотно-кислородными установками соору-
жаются цехи наполнения баллонов, и кислород в баллонах реали-
зуется как товарная продукция. Технические характеристики
типовых азотных и азотно-кислородных установок приведены
в табл. IX. 3.
Таблица IX. 3
Технические характеристики азотных и азотно-кислородных станций
Условное обозначение	Производительность			Концентрация. % (об.)		Расход электро- энергии на 1 м3 азота, кВт	Себестои- мость | М3 газооб- разного азота, коп.
	по газо- образному кисло- роду, м3/ч	ио азоту		кисло- рода	азота		
		газооб- разному, м3/ч	жид- кому, кг/ч				
УКА-0,11 . . . .	17	20	12	99,2	99,9	3,21	25,8
2АЖА-0.04 . . .	—	50	40	99,2	99,9	2,83	8,52
АКГН-115/18 . .	18	90	—	99,2	99,9	1,29	3,05
АК-0,135 ....	35	135	—	99,7	99,99	1,86	3,90
2А-0.6		—	1200	—	—	99,9995	0,38	1,25
2АК-0.6		170	1200	—	99,7	99,9995	0,5	0,68
ЗАК-1,5		460	3250	—	99,7	99,9995	0,52	1,25
На ряде НПЗ в последние годы построены азотно-кислородные
установки типа 2АК-0,6. Такая воздухоразделительная установка
вырабатывает 1200 м3/ч азота чистотой 99,999% и 170 м3/ч кисло-
262
рода чистотой 99,7%. Поскольку установка состоит из двух бло-
ков, периодически останавливающихся на ремонт, указанная про-
изводительность обеспечивается только в течение 7700 ч в год.
В остальное время, когда работает только один блок, она сни-
жается в два раза.
При эксплуатации установок разделения воздуха особое вни-
мание следует уделять технике безопасности, предотвращению
взрывов на этих установках. Основной причиной взрывов азотно-
кислородных станций может быть накопление взрывоопасных
примесей, присутствующих в малых количествах в перерабатывае-
мом воздухе. Наиболее опасные из примесей — ацетилен, кисло-
родсодержащие органические соединения, углеводороды, сероугле-
род, а также масло, попадающее в воздухоразделительный блок
вместе с воздухом.
Основные способы защиты аппаратов воздухоразделительных
установок:
1)	применение для переработки воздуха, не загрязненного
вредными примесями или загрязненного ими в малой степени;
2)	очистка перерабатываемого воздуха от взрывоопасных при-
месей;
3)	организация технологического процесса разделения воздуха
таким образом, чтобы снизить содержание взрывоопасных приме-
сей в жидком обогащенном воздухе и жидком кислороде.
Данные о предельно допустимом содержании взрывоопасных
примесей в перерабатываемом воздухе приведены в табл. IX. 4.
На территории НПЗ содержание вредных примесей в воздухе,
как правило, превышает допустимое. Поэтому организовать забор
воздуха в непосредственной близости от азотно-кислородной стан-
ции не представляется возможным и сооружаются дальние возду-
хозаборы, имеющие одну, две или несколько ветвей. При двух
и более ветвях воздухозаборы переключаются в зависимости от
направления ветра так, чтобы забор воздуха осуществлялся из
наименее загрязненной зоны. Для переключения используются
поворотные шиберы или электрозадвижки. Воздухозаборные
шахты или трубы на всасывающих концах воздухозабора имеют
высоту до 30 м. Сопротивление головного сооружения и воздухо-
провода не должно превышать 3 кПа (300 мм вод. ст.), поэтому
приходится сооружать воздухопроводы большого диаметра, уде-
лять особое внимание защите от подсосов воздуха, нагрева сол-
нечными лучами и т. д.
Помимо сооружения дальних воздухозаборов предложен ряд
других способов защиты воздухоразделительных агрегатов от на-
копления в них вредных примесей:
1)	адсорбция ацетилена силикагелем из кубовой жидкости
(обогащенного жидкого воздуха);
2)	адсорбция ацетилена силикагелем из воздуха в газовой
фазе при низких температурах;
3)	очистка воздуха цеолитами!
9*
263
Таблица IX.4
Предельно допустимое содержание взрывоопасных примесей
а воздухе, подаваемом на воздухоразделительные установки
Тип установки	Предельные и непредельные углеводороды, мг С/мЗ (в сумме)					Сероуглерод, мг/мЗ !	1	Окпслы азота, мг/м3
	X а> с; о сч	метан, этан, этилен, пропан	содержащие 3 и 4 атома углерода (кроме пропана)	содержащие 5 и более атомов углерода	углеводороды аце- тиленового ряда		
Установки, работающие по циклам низкого давле- ния: КАр-30, КтА-33, К-П-2	0,5	10	1,0	0,5	0,1	0,03	1,25
КА-5, АКт-17-1 ....	0,5	10	0,6	0,075	0,025	0,03	1,25
КтА-12-2		0,27	10	0,6	0,075	0,025	0,03	1,25
КтА-12-1		0,27	10	0,3	0,05	0,01	0,03	1,25
АКт-16-2		0,5	10	0,5	0,05	0,02	0,03	1,25
Установки, работающие по циклам высокого, сред- него и двух давлений: с цеолитовыми блока- ми осушки		1,1	10	В суму	е 2,0	0,5	0,03	1,25
с адсорбционными бло- ками осушки ....	0,27	10	0,3	0,05	0,01	0,03	1,25
с аппаратами катали- тической	очистки воздуха от ацетиле- на 		4,65	10	0,3	0,05	0,01	0,03	1,25
4)	каталитическая очистка воздуха от ацетилена и других
углеводородов путем окисления примесей на серебряно-марган-
цевом катализаторе.
Адсорбционными блоками очистки жидкого воздуха оборудо-
ваны установки типа КтА-12-2, Кт-5-2, АКт-16-1, АКт-17-1, Бр-14
и т. д. На установках КтА-33, КАр-30 имеются адсорберы на га-
зовом потоке.
Применение цеолитов (молекулярных сит) позволяет осуще-
ствить комплексную очистку воздуха от примесей — двуокиси
углерода, паров воды, ацетилена и других углеводородов. Разра-
ботаны типовые проекты блоков очистки и осушки воздуха цео-
литами. Такими блоками дооборудуются действующие воздухо-
разделительные установки. Вновь разрабатываемые блоки разде-
ления воздуха также имеют в своем составе узлы очистки воздуха
с применением цеолитов.
264
Каталитическая очистка воздуха на серебряно-марганцевом
или палладиево-марганцевом катализаторах позволяет наиболее
эффективно очистить воздух от микропримесей. Метод прошел
опытную и промышленную проверку на Руставском металлурги-
ческом комбинате и Салаватском нефтехимическом комбинате.
Взрывобезопасность воздухоразделительных агрегатов с, катали-
тической очисткой обеспечивается даже при содержании в воз-
духе ацетилена до 10 мг/м3.
Схема блока каталитической очистки воздуха для установки
2АК-0,6 приведена на рис. IX. 4.
Воздух на очистку поступает после четвертой ступени компрес-
сора под давлением 5,0—5,4 МПа с температурой 35 °C. Затем
он нагревается в теплообменнике Т-1 до 240—250 °C и подается
в контактный аппарат Р-1, где происходит окисление (сгорание)
углеводородных примесей на катализаторе. Очищенный воздух
Рис. IX. 4. Схема блока каталитической очистки воздуха:
Т-1, Т-2 — теплообменники; Э-1 — электроподогреватвль; Х-1, Х-2—холодильники; Р-1—контакт-
ный аппарат;
/ — воздух после первой ступени компрессора воздухоразделительной установки; //—воздух
на вторую ступень; 111 — воздух после четвёртой ступени компрессора; IV — воздух в агрегат
разделения воздуха; / — охлаждающая вода.
из Р-I проходит через трубное пространство теплообменника Т-2,
где охлаждается до 90 °C, и водяной холодильник Х-1, где тем-
пература его снижается до 35 °C, после чего поступает для очистки
на существующий цеолитовый блок азотно-кислородной станции.
В качестве теплоносителя в теплообменниках применяется
воздух после первой ступени компрессора, последовательно на-
гревающийся в теплообменнике Т-2 и электроподогревателе Э-1
до 300 °C. Затем он отдает теплоту воздуху, поступающему на
очистку, в теплообменнике Т-1. В холодильнике Х-1 воздух-тепло-
носитель охлаждается до 35 °C, после чего поступает на вторую
ступень компрессии.
Потребление ийертного газа на НПЗ имеет неравномерный ха-
рактер. Так/для создания азотной «подушки» инертный газ рас-
ходуется равномерно, а в момент регенерации катализатора, про-
ведения продувок, опрессовок, испытаний трубопроводов на
прочность расход азота резко возрастает. Известно, что при про-*
ведении газовоздушной регенерации алюмокобальтмолибденового
катализатора на установку гидроочистки типа Л-24-6 в сравни-
тельно короткий срок должно быть подано 66 тыс. м3 инертного
газа. В период регенерации алюмоплатинового катализатора и
цеолитов в секции каталитического риформинга установки ЛК-6у
265
to
Таблица IX. 5
Технические характеристики мокрых газгольдеров
Показатель	Газгольдер объемом, м3									
	100	300	600	1000	3000	6000	10 000	15 000	20 000	30 000
Полезный рабочий объем, м3 . . .	80	240	480	800	2 400	4 800	8 000	12 000	16 000	24 000
Объем резервуа- ра для залива воды, м3 ... Диаметр колоко- ла, мм 		150	430	770	1 220	3410	6 700	6 180	9 000	11 900	17 500
	6 600	8 500	10 680	13 700	20 250	26 100	26 100	29 050	33 700	41 400
Диаметр телеско- па, мм										—			27 120	30 110	34 780	42 500
Диаметр резервуа- ра, мм		7 400	9 300	11 480	14 500	21 050	26 900	28 140	31 170	35 860	43 600
Диаметр утепляю- щей стенки, мм	8 900	11 200	13 200	16 200	22 750 '	28 800	30 400	33 400	38 100	45 900
Диаметр штуцера входа-выхода га- за, мм		200	200	400	400	600	600	800	1 000	1 200	1 200
Давление газа под колоколом кПа (мм. вод. ст.); минимально	2,2	2,0	2,0	1,7	1,5	1,5	1,6	1,6	1,4	1,25
	(220)	(200)	(200)	(170)	(150)	(150)	(160)	(160)	(140)	(125)
максимально	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
	(400)	(400)	(400)	(400)	(400)	(400)	(400)	(400)	(400)	(400)
Номер типового проекта ....	7-07-01/66	7-07-02/66	7-07-03/66	7-07-04/66	0-07-05/66	7-07-06/66	7-07-07/66	7-07-08/66	7-07-09/66	7-07-10/66
за 150 ч расходуется 165 тыс. м3 азота. Необходимый для быстрого
проведения регенерации катализатора часовой расход азота со-
ставляет 1500 м3 и более.
Для покрытия пиковой потребности в азоте на НПЗ соору-
жаются газгольдерные парки, состоящие из мокрых или сухих
газгольдеров. Объем парка определяется исходя из необходи-
мости обеспечить потребность в инертном газе в период регене-
рации катализатора (с учетом выработки инертного газа в этот
период на существующих производствах).
Для НПЗ мощностью 12—18 млн. т/год необходимы газголь-
дерные парки инертного газа на объем 40—50 тыс. м3.
Технические характеристики мокрых газгольдеров объемом от
100 до 30 000 м3 приведены в табл. IX. 5. Газгольдер состоит из
стального резервуара и подвижных звеньев. У резервуаров
объемом 100—6000 м3 подвижным звеном является колокол, у ре-
зервуаров объемом 10 000, 15 000, 20 000 и 30 000 м3 — колокол и
телескоп..
Корпус колокола, резервуар и днища газгольдера транспор-
тируются к месту монтажа свернутыми в рулоны.
По технологической схеме газгольдер может быть подключен
на «тупик»-или «проход» газа, со сбросом избыточного газа в ат-
мосферу и без сброса газа. Подача газа, воды и пара осу-
ществляется через газовый ввод, состоящий из утепленной
будки — камеры, внутреннего заглубленного приямка и тоннеля
под газгольдером. Газгольдер в районах с расчетной зимней тем-
пературой выше минус 20 °C сооружается без утепляющей стенки,
а в более холодных районах — с утепляющей стенкой.
Общий вид газгольдера приведен на рис. IX. 5.
На многих НПЗ были смонтированы мокрые газгольдеры
объемом 10 000 м3. Недостатком мокрых газгольдеров является то,
что они занимают много места, хранимый газ выходит из них
увлажненным.
Гораздо более эффективны сухие газгольдеры, которые пред-
ставляют собой вертикальные емкости высокого давления. Их тех-
нические характеристики приводятся ниже: .
Объем, м3	Расчетное	Диаметр.	Высота,
давление, МПа	м	м
160	6,4	3,0	24,9
100	6,0	2,8	18,2
100	1,8	3,2	14,1
. Резервуарный ^арк объемом 45 тыс. м3, состоящий из трех
мокрых газгольдеров инертного газа объемом 15 тыс. м3 каж-
дый, занимает площадь 9600 м2, а парк аналогичного объема из
пяти сухих газгольдеров объемом 160 м3 — 500 м2, т. е. в 19 раз
меньше.
Инертный газ подается потребителям под давлением 0,8 МПа.
Это давление обеспечивается компрессорами, установленными
на большинстве установок производства инертного газа и
воздухоразделительных установках. На азотно-кислородной станции
267
2АК-0.6 имеется компрессор, сжимающий азот до более высокого
давления, но производительность его невелика — всего 20 м3/ч.
В ряде случаев потребителям необходим азот более высокого,
чем 0,8 МПа, давления. Так, если продувка системы установок
гидроочистки до и после регенерации осуществляется инертным
газом низкого давления, то для проведения собственно газовоз-
душной регенерации требуется газ давлением 2,2 МПа. Газ вы-
сокого давления требуется и для опрессовки систем риформинга
и гидроочистки после окончания регенерации. В этом случае дав-
ление инертного газа должно быть равно 4,4—4,9 МПа.
Рис. IX. 5. Мокрый газгольдер:
I — гидравлический затвор; 2 — клапанная коробка; 3 — подъемно-клапанное устройство; 4 — газо-
сбросная труба; 5 —колокол; 6—телескоп; 7 —резервуар; 8 — утепляющая стенка.
Инертный газ более высокого, чем 0,8 МПа, давления необ-
ходим также при испытаниях трубопроводов на прочность и
плотность.
На тех заводах, где имеются установки каталитического ри-
форминга Л-35-11/300 и гидроочистки дизельного топлива Л-24-6,
инертный газ сжимается до давления 7,0 МПа размещенными
на этих установках компрессорами типа 5ВП-16/70. Компрессо-
ры предназначались для того, чтобы последовательно сжимать
воздух и инертный газ в период регенерации. От этих установок
проложены коллекторы к установкам, не имеющим в своем со-
ставе компрессоров высокого давления, но нуждающимся в
инертном газе высокого давления. По коллекторам воздух и
инертный газ передаются попеременно. Такое решение нельзя
признать правильным, поскольку объединять коллекторы, транс-
портирующие воздух и инертный газ (особенно, содержащий за-
метные количества окиси углерода) нежелательно. Известен
случай, когда по линии попеременной подачи инертного газа и воз-
духа в операторную технологической установки попал инертный
газ, в результате чего произошел несчастный случай.
268
Рис. IX. 6. Схема компрессорной инертного газа высокого давления:
Д-/ —установка инертного газа или воздухоразделительный агрегат; Г-1, Г-2—гидрозатворы;
Е-1, £-2 —сепараторы; ПК-1, ПК-2—компрессоры; Х-1, Л-2 —холодильники; МО-1, МО-2 — масло-
отделители; Б-1—ресивер; Б-2, Б-3— газгольдеры;
1 — азот (0,8МПа); 11—азот (6,4 МПа); 111—вода холодная; IV — ъод,а теплая; V—сброс
масла.
Рис. IX. 7. Компановка узла снабжения НПЗ воздухом и инертным газом:
1 — компрессорная воздуха и инертного газа высокого давления; 2—отделение осушки и
очистки воздуха; 3—воздушная компрессорная низкого давления; 4—вспомогательные поме-
щения; 5—трансформаторная подстанция; 6 — азотно-кислородная станция; 7—наружная
аппаратура компрессорной; 8—газгольдеры инертного газа; 9.—территория для расширения
азотно-кислородной станции.
Более целесообразно иметь в общезаводском хозяйстве компрес-
соры инертного газа высокого давления. Эти компрессоры могут ис-
пользоваться также для заполнения сухих газгольдеров инертного
газа.
Схема компрессорной инертного газа высокого давления при-
ведена на рис. IX.6. Азот поступает на всасывающую линию ком-
прессора с азотно-кислородной станции (установки инертного га-
за) или из газгольдерного парка. Сжатый азот подается потребите-
лям, а в межрегенерационный период направляется на заполнение
газгольдеров. Для сжатия азота наиболее пригоден компрессор
типа 305ГП-16/70 производительностью 960 м3/ч, обеспечивающий
сжатие газа до 7,0 МПа. 
Чтобы сократить территорию и уменьшить штат обслуживаю-
щего персонала целесообразно создать единый блок, состоящий
из объединенной компрессорной воздуха и инертного газа, азот-
но-кислородной станции и газгольдерного парка. Компоновка та-
кого блока приведена на рис. IX.7.
СНАБЖЕНИЕ ВОДОРОДОМ
В связи с внедрением в нефтепереработку гидрогенизацион-
ных процессов на НПЗ создана система снабжения водородом,
организован сбор и распределение газов, содержащих в том или
ином количестве водород, между потребителями.
Расход водорода (в пересчете на 100%-ный) при различных
гпдрогенизационных процессах составляет (в % от массы сырья):
гидроочистка прямогонных бензинов (сырья риформинга)—0,1;
глубокая гидроочистка вторичных бензинов—1,2; гидроочистка
керосиновых фракций — 0,3; гидроочистка прямогонных дизель-
ных фракций — 0,4—0,5; одноступенчатый гидрокрекинг вакуум-
днстиллята — 0,8; двухступенчатый гидрокрекинг вакуум-дистил-
лята — 2,4—4,0; гидроочистка масел — 0,3; гидродеалкилирова-
ние толуола — 2,5.
Основным источником водорода на современном НПЗ явля-
ются установки каталитического риформинга — платформинга.
Выход водорода зависит от углеводородного состава, пределов
кипения риформируемого сырья, давления процесса, типа приме-
няемого катализатора и увеличивается при риформировании
сырья, содержащего больше нафтеновых углеводородов, пониже-
нии давления процесса, повышении температуры начала кипения
бензиновой фракции. На отечественных установках каталитиче-
ского риформинга выход водорода составляет около 1,0% в рас-
чете на перерабатываемое сырье.
Концентрация водорода в водородсодержащем газе главным
образом зависит от типа применяемого катализатора и режима
процесса. На установках, работающих в так называемом «мяг-
ком» режиме с использованием катализатора АП-56, содержание
водорода в водородсодержащем газе, выдаваемом в общезавод-
скую сеть составляет 85—90% (об.). На установках «жесткого»
270
режима, где применяется катализатор типа АП-64, в водородсо-
держащем газе содержится 70—75% (об.) водорода. При ис-
пользовании полиметаллических катализаторов серии Кр кон-
центрация водорода составляет 80—85% (об.) По мере отработ-
ки катализатора (снижения его активности) происходит падение
концентрации водорода в водородсодержащем газе.
На НПЗ с неглубокой переработкой нефти количество водо-
рода, получаемого при каталитическом риформинге, достаточно
для обеспечения потребности установок гидроочистки прямогон-
ных фракций — бензиновой и средних дистиллятов; имеется да-
же избыток водородсодержащего газа, который составляет 10—
15% от суммарной выработки. Избыточный водородсодержа-
щий газ сбрасывается в топливную сеть.
Водородное хозяйство на НПЗ с неглубокой переработкой не-
фти создается для обеспечения начального и последующих пус-
ков установок каталитического риформинга.
Как известно, в состав установок каталитического риформин-
га входит блок предварительной гидроочистки сырья. В реакто-
ры блока риформинга должно подаваться сырье, очищенное от
сернистых и азотистых соединений. Для предотвращения отрав-
ления катализатора блока риформинга при пуске установки сна-
чала выводится на режим блок гидроочистки с использованием
водородсодержащего газа, поступающего со стороны, а затем
гидроочищенное сырье подается на блок риформинга.
Возможен и другой вариант — начальный пуск блока рифор-
минга на негидроочищенном сырье при пониженной температуре
реакции с последующим выводом на режим блока гидроочистки
с применением собственного водородсодержащего газа. Однако
практика 'последних лет показала серьезные недостатки этого ва-
рианта. В результате частых пусков установок риформинга в пе-
риод их освоения на негидроочищенном сырье катализатор, со-
держащий драгоценные металлы, быстро выходит из строя.
Если на заводе имеется несколько установок риформинга, то
пуск одной из них после ремонта или проведения регенерации
катализатора осуществляется на водороде, подаваемом с другой
(работающей) установки. Если установка риформинга на заводе
только одна (что, в частности, характерно для вновь строящихся
заводов, где пущены только объекты первой очереди строитель-
ства), то для хранения водорода необходимо иметь газгольдеры.
В газгольдеры направляют часть водорода, вырабатываемого на
установке риформинга в межр^генерационный период, и за счет
этого создается необходимый запас.
Водород хранится в мокрых и сухих газгольдерах. При ис-
пользовании мокрых газгольдеров существует опасность попада-
ния водорода в канализацию — вместе с водой, сбрасываемой из
газгольдеров.
Сухие газгольдеры используются для хранения запаса водорода
на вновь строящихся предприятиях. Существуют проекты сухих
газгольдеров водорода объемом 100 и 160 м3 на давление 6 МПа.
271
Объем газгольдерного парка водорода определяется исходя
из необходимости обеспечить пуск одной установки риформинга.
Применительно к укрупненным установкам типа Л-35-11/1000 и
ЛК-6у этот объем равен 25—30 тыс. м3.
Особую проблему представляет обеспечение водородом устано-
вок или блоков риформинга в период пуска первой очереди за-
вода. На многих заводах для решения этой задачи одновременно
со строительством первых установок риформинга были постро-
ены электролизные установки производительностью 12—24 м3/ч
водорода по типовому проекту ГИАПа.
Водород на этих установках производится электролизом 30 % -
го раствора КОН в электролизере, состоящем из 50—100 ячеек.
Электролизные установки имеют малую мощность; чтобы обес-
печить пуск укрупненной установки риформинга их пришлось бы
эксплуатировать для наработки водорода не менее 1000 ч.
Существуют проекты более крупных электролизных установок.
Водородно-кислородная станция (типовой проект 405-4-41) име-
ет производительность 120—160 м3/ч по водороду и 60—80 м3/ч
по кислороду. Для получения водорода применяется электроли-
зер СЭУ-40 (в качестве электролита используется 30%-ный рас-
твор КОН или 25%-ный раствор NaOH). Для подпитки системы
применяется деионизированная вода. Для- деионизации обычную
воду пропускают через электродистиллятор марки ЭД-90М и фи-
нишную ионообменную установку УФ-250. Станция выдает пот-
ребителям газы под давлением 0,3—1,0 МПа. Схемой станции
предусмотрена очистка и осушка газа. Чистота водорода и кис-
лорода— 99,9999%. Газы осушаются до точки росы минус 50°С.
Возможен другой вариант снабжения завода водородом на
пусковой период — накопление в газгольдерах водорода из бал-
лонов, разряжаемых на специальной рампе. Такой способ, одна-
ко, широко не применяется ввиду его трудоемкости. Для обеспе-
чения начального пуска потребовалось бы доставить и разря-
дить несколько тысяч баллонов.
При опорожнении сухих газгольдеров или подаче водорода из
мокрых газгольдеров необходимо обеспечить повышение давле-
ния водорода до величины, с которой он должен поступать на
установки риформинга (порядка 4,0 МПа). Поэтому в состав во-
дородного хозяйства включается специальная компрессорная.
Для сжатия водорода целесообразно применять компрессоры
производительностью 300 м3/ч и давлением в нагнетательной ли-
нии до 7,0 МПа.
При углублении переработки нефти и внедрении ряда новых
гидрогенизационных процессов (гидроизомеризация, изорифор-
минг, термическое гидродеалкилирование) компенсировать потреб-
ность в водороде только за счет водородсодержащего газа ри-
форминга не удается.
Потребность в дополнительных источниках водорода компен-
сируется за счет строительства специальных установок. Промыш-
ленно освоены два метода производства водорода из нефтезавод-
272
ских газов: 1) каталитическая конверсия в присутствии водяного
пара в трубчатых печах; 2) каталитическая высокотемператур-
ная конверсия в присутствии кислорода в шахтных печах.
В условиях НПЗ процесс паровой конверсии экономически'
более эффективен, поскольку нет необходимости в дополнитель-
ных затратах на получение кислорода разделением воздуха.
За рубежом разработан и промышленно освоен метод получе-
ния водорода парокислородной газификацией нефтяных остатков.
Несомненный интерес представляет возможность использова-
ния водорода, содержащегося в- сухих газах установок рифор-
минга и гидроочистки, направляемых в настоящее время в топ-
ливную сеть. Выделить водород из этих газов можно с помощью
метода низкотемпературного концентрирования. В сухих газах ка-
талитического риформинга, выход которых колеблется от 2 до
9% (масс.) в расчете на сырье, содержится в зависимости от
схемы и режима риформирования — 2—10% (масс.) водорода.
В сухих газах гидроочистки его еще больше (до 14%), однако
выход этих газов невелик — не более 0,3—0,4% (масс.) в расче-
те на сырье.
На НПЗ мощностью 15—18 млн. т/год, где все бензиновые
фракции подвергаются риформированию, а средние дистилляты
(керосиновый и дизельный) — гидроочистке, можно получить из
отходящих газов риформинга и гидроочистки до 5 тыс. т/год и
более водорода.
В состав установки концентрирования входят блоки предва-
рительного охлаждения, очистки от сероводорода, осушки газа
на цеолитах, аммиачного охлаждения, низкотемпературного раз-
деления. Как показали расчеты, применительно к установке мощ-
ностью 5 тыс. т/год себестоимость производства водорода низко-
температурным концентрированием в 1,8 раза , ниже, чем конвер-
сией.
Водородсодержащий газ с установок каталитического рифор-
минга поступает в общезаводской коллектор, из которого подает-
ся потребителям. Давление в сети водород содержащего газа под-
держивается равным 2—2,2 МПа.
Для водорода высокой концентрации, получаемого на специ-
альных установках, предусматриваются самостоятельные трубо-
проводы.
СНАБЖЕНИЕ ТОПЛИВОМ
Для проведения основных технологических процессов перера-
ботки нефти (атмосферно-вакуумной перегонки, термического и
каталитического крекинга, каталитического риформинга, гидро-
очистки и др.) необходимо подводить теплоту извне. В большин-
стве случаев подвод теплоты осуществляется с помощью трубча-
тых печей. На современном НПЗ имеются десятки трубчатых пе-
чей различных конструкций и назначения. Общая их тепловая
мощность превышает 1200 МВт (1 • 1012 кал/ч).
273
В качестве топлива трубчатых печей на НПЗ используются:
мазут собственного производства, газ, получаемый в качестве по-
бочного продукта на технологических установках завода, при-
родный или попутный газ, подаваемые со стороны. Расход
топлива составляет в среднем 50—70 кг на каждую тонну перера-
батываемой нефти. Следовательно, на НПЗ мощностью 12—
16 млн. т расходуется 600—1100 тыс. т топлива в год.
Достоинством газообразного топлива является то, что его можно
легко очистить от сернистых соединений. Образование сернисто-
го ангидрида при сжигании газообразного топлива может быть
сведено к минимуму. Ресурсы газообразного топлива на НПЗ
зависят от технологической схемы предприятия, степени оснаще-
ния газоперерабатывающими производствами. На многих заво-
дах из-за отсутствия системы сбора и переработки газов сжи-
гается в трубчатых печах такое ценное химическое сырье, как
пропан, пропилен, бутаны и бутилены. Например, на одном из
нефтеперерабатывающих заводов, где мощности по утилизации
газа недостаточны, а на переработку поступает нефть с высоким
содержанием легких углеводородов, в течение нескольких лет об-
щий расход топлива составлял 650—700 тыс. т/год, в том числе
газа — 450—500 тыс. т/год и мазута 150—200 тыс. т/год. На дру-
гом НПЗ до строительства газофракционирующей установки
(ГФУ) предельных газов 90% общей потребности в топливе по-
крывалось за счет сжигания газа. После того, как строительство
ГФУ было завершено, в топливную сеть стали поступать только
так называемые «сухие» газы, содержащие метан, этан и неболь-
шое количество пропана, и топливный баланс завода изменился.
Газом обеспечивается не более 30% потребности в топливе.
Трубчатые печи могут быть рассчитаны на потребление жид-
кого, газообразного или смешанного (комбинированного) топли-
ва. Выбор того или иного вида топлива зависит от конструкции
печи, типа применяемой горелки, требований по защите окружа-
ющей среды, необходимости использовать непосредственно на
установке газ низкого давления или высоковязкий остаток и др.
Особенно тщательно приходится готовить топливо для труб-
чатых печей с горелками беспламенного типа. В качестве топлива
для этих печей может применяться только газ, причем содержа-
ние водорода и кислорода в нем регламентируется (конденсат
должен отсутствовать). Подаваемый к горелкам беспламенного
типа газ должен иметь постоянный состав и давление.
При несоблюдении указанных требований горелки быстро вы-
ходят из строя.
Добиться того, чтобы нефтезаводской газ, получаемый из
многих источников, соответствовал всем требованиям, предъяв-
ляемым горелками беспламенного типа, трудно, поэтому печи
с беспламенными горелками не получили широкого распростра-
нения на НПЗ. Их используют для специальных целей: в тех слу-
чаях, когда необходим мягкий нагрев (установки депарафиниза-
ции и гидроочистки масел) или имеется стабильный источник га-
274
зового топлива (пиролизные установки). Печи беспламенного
горения успешно эксплуатируются при сжигании в них природт
ного газа.
Газообразное топливо необходимо применять и для вертикаль-
ных цилиндрических печей конструкции Ленгипронефтехима.
Однако в данном случае это требование обусловлено другими
причинами. Печь представляет собой единое целое с дымовой
трубой, которая по конструктивным соображениям не может
иметь большую высоту. Из-за небольшой высоты дымовой трубы
не удается обеспечить необходимые условия рассеивания серни-
стого ангидрида при сжигании сернистых мазутов.
Рис. IX. 8. Схема газораспределительного пункта:
Г-/ —испаритель жидких газов; К-/, К-2—адсорберы для очистки газов; А-1—расширитель
водородсодержащего газа;
I— сухой газ риформинга; 11 — газ гидроочистки; III—газ термического крекинга; IV —воз-
вратный газ с факельного хозяйства; V — водородсодержащий газ риформинга; VI — газ на
установку сероочистки; VII— газ с установки сероочистки; VIII— жидкий газ; IX — неочи-
щенный отопительный газ к потребителям; Л —газ для лаборатории; XI — газ для потребите-
лей административной зоны; XII — сброс на факел.
Газообразное топливо используется также для лабораторий
и столовых,.а иногда подается для отопления заводского поселка.
Для регулирования состава и давления газа на заводах соору-
жаются газораспределительные пункты (ГРП). Схема ГРП при-
ведена на рис. IX. 8. На ГРП поступают по самостоятельным
трубопроводам газы с однотипных установок. Сооружаются от-
дельные коллекторы для газов с установок первичной перегонки,
риформинга, гидроочистки, каталитического крекинга, термиче-
ского крекинга и коксования. Поступившие на ГРП газы редуци-
руются, смешиваются и по специальным коллекторам под различ-
ным давлением выдаются потребителям.
Газ, содержащий сероводород, перед поступлением на ГРП
очищается на специальных установках. Если газ предполагается
использовать для столовых и газового отопления жилых домов,
его следует очистить до уровня, соответствующего требованиям,
предъявляемым к бытовому газу, и одорировать. Поскольку обес-
печить стабильность состава топливного газа в условиях Й^13
затруднительно, его не рекомендуется применять в бытовых целях.
По территории завода прокладываются несколько коллекторов
топливного газа: для печей беспламенного горения (давлением
0,5 МПа), для прочих трубчатых печей (0,3 МПа), для столовых
и лабораторий. Газ подается на установки по тупиковой схеме.
275
Недостатком описанной выше схемы снабжения газом яв-
ляется то, что она не позволяет избежать колебаний в газовой
сети и сброса некоторой части газа на факел в определенные
периоды, когда по каким-либо причинам увеличивается выработка
газа на технологических установках.
Всесоюзным научно-исследовательским институтом углеводо-
родного сырья (ВНИИУС) разработана каскадная схема исполь-
зования топливного газа. Основное количество газа предлагается
подавать в коллектор более высокого давления, а избыток через
регулятор давления сбрасывать в коллектор низкого давления.
Кроме них на заводе должен быть создан коллектор переменного
расхода, подающий газ не менее чем на две установки. Чтобы
стабилизировать давление в коллекторе переменного расхода, на
установках, потребляющих газ из этой трубы, сооружаются смеси-
тели, в которые подается природный газ или сжиженный газ из
испарителей.
В топливном газе содержится газовый конденсат (углеводо-
роды С5 и выше), поступление которого в печи может стать при-
чиной аварии и неполадок. Для отделения конденсата от газа
на ГРП и технологических установках сооружаются отбойники-
сепараторы и испарители конденсата.
В качестве жидкого топлива на НПЗ используется топочный
мазут, качество которого соответствует ГОСТ 10585—75. Преду-
смотрен выпуск двух марок топочного мазута, которые отли-
чаются вязкостью, температурами вспышки и застывания, содер-
жаниями механических примесей и воды, зольностью и другими
показателями (М.40 и М100). Кроме того, каждая из марок ма-
зута может выпускаться с различным содержанием серы.
Требования к качеству мазута приводятся ниже:
Вязкость при 80 °C:
условная, °ВУ.................  .	. . .
кинематическая, сСт................
Зольность, %...........................
Содержание механических примесей,
% (масс.)..............................
Содержание воды, % (масс.).............
Содержание серы, % (масс.):
для малосернистого ...................
для сернистого ....................
для высокосернистого...............
Температура вспышки в открытом тигле,
°C.....................................
Температура застывания, °C.............
для мазута из высокопарафинистых
нефтей ............................
Плотность при 20 °C, кг/м3.............
М40
<8,0
<59,0
<0,12
<0,80
<1,5
<0,5; <1,0
<2,0
<3,5
М100
<16,0
<118,0
<0,14
<1,50
<1,5
<0,5; <1,0
<2,0
<3,5
>110
<25
<42
<1015
Топочный мазут на НПЗ приготавливается из многих компо-
нентов: остатков атмосферной перегонки (выше 350°C), вакуум-
ной перегонки (выше 500°C), тяжелых газойлей каталитического
крекинга и коксования, крекинг-остатка термического крекинга,
•276
побочных продуктов масляного производства (экстрактов, асфаль-
тов, слоп-воксов и др.).
Серьезной проблемой, особенно для предприятий с глубокой
переработкой нефти и топливно-масляной схемой переработки,
является обеспечение требуемых ГОСТом вязкости и темпера-
туры застывания котельного топлива. Использование в качестве
компонентов котельного топлива асфальтов и остатков вакуумной
перегонки (гудронов) часто вызывает столь большое увеличение
вязкости топлива, что для достижения требуемых ГОСТом показа-
телей приходится вводить в топливо дизельные фракции.
Рис. IX. 9, Схема системы снабжения НПЗ жидким топливом:
Р-1, Р-2 — резервуары топочного мазута; Т-1, Т-2 — подогреватели мазута; Н-1, Н-2—насосы;
Ф-1 -Ф-4— фильтры;
1, 2—установки-потребители мазута;
I — мазут со стороны для подпитки топливного хозяйства; 11— мазут из топливного хозяйства
потребителям; /// — мазут от потребителей на топливное хозяйство; / V—пар; V—конденсат;
VI — мазут к горелкам.
Схема системы снабжения НПЗ жидким топливом приведена
на рис. IX. 9. Система включает устройства для хранения, пере-
качки, подогрева и распределения топлива между потребителями.
Топливо забирается-насосами Н-1 (Н-2) из резервуаров Р-1
(Р-2) и подается через подогреватели Т-1 (Т-2) потребителям. По-
догрев необходим для того, чтобы добиться снижения вязкости
топдива до необходимой величины. Для поддержания в линии
топлива необходимого давления, температуры и вязкости, избыток
топлива возвращается в резервуары по линии рециркуляции. При
проектировании систем топливоснабжения следует обеспечить по-
стоянство подачи необходимых количеств топлива потребителям.
Для хранения топлива может предусматриваться один или бо-
лее резервуаров. Запас топлива в них должен обеспечить снабже-
ние печей в течение двух-трех суток. Если заводское топливо по-
ступает из нескольких источников, то для смешения потоков
предусматривают не менее двух резервуаров. Иногда топливспго-
товят смешением компонентов непосредственно в трубопроводе. .
Топдиво хранится в резервуарах с конической крышей, снаб-
женных внутренними подогревателями. Резервуары покрываются
теплоизоляцией. На некоторых НПЗ топливные резервуары
277
не подогреваются, поскольку мазут с установок поступает в
топливную систему с достаточно высокой температурой. Кроме
того, теплопотери компенсируются теплотой рециркулирующего
топлива.
Чтобы предотвратить выброс из резервуара вследствие вски-
пания содержащейся в мазуте воды,- температура в резервуарах
не должна превышать 115—120 °C.
Давление в линии подачи топлива к горелкам печи должно
составлять не менее 0,3 МПа, чтобы обеспечить контроль и регу-
лирование работы печи и необходимую степень распыла топлива.
Для того чтобы гарантировать необходимое давление перед пе-
чами, топочный мазут из топливного хозяйства должен выходить
с давлением 0,9—1,1 МПа.
Температура нагрева топлива в подогревателе зависит от
того, какой вид топлива используется для печей. Для достижения
необходимой степени распыла топлива, его вязкость должна быть
снижена до 30—40 сСт, что применительно к мазуту марки М100
соответствует температуре ПО—120°C.
По мере удаления от топливного хозяйства температура ма-
зута снижается, и к наиболее удаленным производствам жид-
кое топливо приходит с более низкой температурой, чем у источ-
ника. Чтобы снизить вязкость до требуемого значения, на уста-
новках также устанавливаются подогреватели с теплопередающей
поверхностью 100—200 м2.
Производительность насосов топливного хозяйства выбирается
такой, чтобы обеспечить 3—4-кратную циркуляцию жидкого топ-
лива. Для повышения надежности работы топливной системы
должно быть предусмотрено 100%-ное резервирование насоса.
В зарубежной практике один из топливных насосов снабжается
электродвигателем, а второй — паровой турбиной или дизельным
двигателем. Желательно, чтобы в топливном хозяйстве применя-
лись центробежные насосы.
В качестве подогревателей используются кожухотрубчатые
теплообменники с плавающей головкой. Температура топлива
после подогревателей регулируется подачей пара.
В системе подачи топлива предусматриваются сетчатые
фильтры, с отверстиями размером 1 —1,5 мм на входе в насос и
размером 0,5—1,0 мм на выходе из насоса. Первый фильтр пред-
назначен для предотвращения попадания в насос шлама и посто-
ронних материалов, второй — для удаления частичек углерода.
На многих НПЗ для обслуживания топливного хозяйства спе-
циальный производственный персонал не выделяется.
Глава X
ПРОЧИЕ СЛУЖБЫ ЗАВОДА
ФАКЕЛЬНАЯ СИСТЕМА
Факельная система НПЗ предназначена для максимального улав-
ливания технологических выбросов огне- и взрывоопасных паров
и газов. Факельная система состоит из общей факельной системы
предприятия и отдельных факельных систем, обслуживающих спе-
циальные производства и предназначенных для утилизации или
сжигания газов и паров со специфическими свойствами (аммиака,
сероводорода и т.п.).
Требования к газам и парам, направляемым в факельную си-
стему. В факельную систему НПЗ поступают:
1)	аварийные сбросы от предохранительных клапанов или
других предохранительных устройств, установленных на аппара-
тах технологических установок, емкостях резервуарных парков
сжиженных газов и др.;
2)	сбросы продуктов из отдельных аппаратов и систем перед
их ремонтом, остановкой и т. п.;
3)	периодические продувки отдельных аппаратов, насосов и
компрессоров;
4)	сбросы горючих газов и паров, которые по.каким-либо при-
чинам невозможно использовать непосредственно в производстве,
направить в топливную сеть завода или на последующую перера-
ботку.
Необходимо добиваться, чтобы постоянные сбросы горючих
газов и паров в факельную систему отсутствовали. Однако на
практике это требование часто ще выполняется. Так, на установ-
ках каталитического риформинга и гидроочистки постоянно сбра-
сываются в факельную систему газы из сепараторов узлов
очистки водородсодержащего и топливного газа; в факельную си-
стему часто направляются газы из рефлюксных емкостей устано-
вок первичной перегонки нефти и вторичной перегонки бензина.
Особенно велики постоянные сбросы на факел на тех НПЗ, где
мощности систем сброса и переработки углеводородных газов от-
сутствуют или недостаточны.
Примерный состав газов, сбрасываемых с различных устано-
вок завода в факельную систему приведен в табл. X. 1.
В общую факельную систему НПЗ направляются горючие
газы и пары с температурой не ниже минус 30 °C и не выше
279
Таблица X. 1
Состав [в % (масс.)1 факельного газа
Номер образца	Н2	сн4	С2Н4	С2Н6	С3Н6	СзНа	с4	С5 и выше	H2S
1	0,3	20,5	4,6	19,2	9,4	23,4	17,0	5,4	0,2
2	0,9	27,0	5,4	17,2	9,8	21,2	14,0	4,5	—
3	0,2	1,5	2,1	2,4	14,3	6,8	42,9	29,8	—
4	—	45,8	—	2,3	—	31,2	20,7	—	—.
5	1,0	6,1	1,9	6,8	13.5	6,2	29,4	31,2	3,9
плюс 200°C, содержащие не более 3% (об.) кислорода и не бо-
лее 8% (масс.) сероводорода.
Не допускается сброс в общую факельную систему продуктов,
склонных к разложению с выделением теплоты, и веществ, яв-
ляющихся окислителями или способных вступать в реакцию
с другими веществами, направляемыми в факельную систему.
Поступление в факельную систему полимеризующихся про-
дуктов представляет особую опасность, так как. образовавшиеся
в результате реакций полимеризации полимеры могут забить
трубопровод.
Иногда в факельные системы подают воздух, который может
образовать с горючими газами, находящимися в факельном тру-
бопроводе, взрывоопасные смеси. Попадания воздуха в факельные
системы явилось причиной нескольких крупных аварий. Нежела-
телен сброс в факельные системы инертного газа (азота, двуокиси
углерода и др.), так как это может привести к погасанию пламени
факельной свечи. Запрещается сбрасывать в факельные системы
и такие вещества, которые при сгорании способны образовать
ядовитые вещества в количествах, превышающих предельно до-
пустимые концентрации.
Для газов и паров, сброс которых в общую факельную систему
завода недопустим, создаются специальные факельные системы.
Специальная факельная система организуется, в частности, для
газов низкого давления, которые не могут быть направлены в об-
щую факельную систему. Пример таких газов — сбросы с уста-
новки ката литического крекинга. Давление в аппаратах этой уста-
новки не превышает 0,06—0,07 МПа, а в факельном коллекторе
общезаводской системы оно иногда достигает 0,1—0,15 МПа.
Для установок каталитического крекинга сооружается отдельный
факельный коллектор. Сброс из этого коллектора направляется
па сжигание в отдельную факельную свечу или в общую факель-
ную трубу, к которой коллектор подключается непосредственно
у ее устья.
Па многих нефтеперерабатывающих заводах имеются специаль-
ные факельные системы для газа, содержащего сероводород. В эти
системы направляются горючие газы, которые содержат свыше
8% (масс.) HoS. Газ, содержащий H2S, должен сжигаться на
280
самостоятельном факеле. Как временное решение факельный
сброс, содержащий HjS, допускается направлять в общезаводскую
факельную свечу, минуя факельное хозяйство.
На некоторых НПЗ существуют отдельные факельные системы
для сброса из резервуарных парков сжиженных газов и с уста-
новок деасфальтизации масел пропаном. Наличие таких систем
связано с тем, что единичный сброс сжиженного газа на этих
объектах имеет большой объем, который в недавнем прошлом
значительно превышал величину единичного сброса с технологи-
ческих установок.
В настоящее время единичный сброс даже от отдельного ап-
парата таких технологических установок, как АВТ мощностью
в млн. т/год и ГФУ, не только сравнялся, но и превысил величину
сброса от вышеупомянутых объектов. Факельный коллектор, про-
ектируемый для сброса от предохранительных клапанов устано-
вок АВТ-6 и ГФУ, вполне способен пропустить сброс из парков
со сжиженными газами и аппаратов установок деасфальтизации.
Состав общей факельной системы. В состав общей факельной
системы НПЗ включаются: газопроводы от технологических уста-
новок и резервуарных парков сжиженных газов до общезавод-
ского факельного газопровода (коллектора); общезаводской фа-
кельный' коллектор; факельное хозяйство; свечи для сжигания фа-
кельного газа; трубопроводы для откачивания продуктов, улов-
ленных на факельном хозяйстве.
До начала 1950-х гг. на НПЗ отсутствовали системы улавли-
вания аварийных сбросов и они сжигались в факельной свече.
Простейшая факельная система, состоящая из подводящих трубо-
проводов, отбойника конденсата и факельной свечи, приведена
на рис. X. 1.
Отбойник конденсата Е-1 предназначен для предотвращения
попадания жидкости в свечу для открытого сжигания. Конденсат
из отбойника может откачиваться самовсасывающими насосами
или выдавливаться газом. Последний вариант (он изображен на
рис. X. 1) предпочтительнее в тех случаях, когда факел находится
на значительном удалении от территории завода. Конденсат из
Е-1 по мере накопления сбрасывается в сборник Е-2, из которого
выдавливается инертным или топливным газом. При использова-
нии этой схемы следует учитывать, достаточно ли давление вы-
давливающего газа, чтобы обеспечить транспортировку конден-
сата на необходимое расстояние, а также предпринимать меры,
предотвращающие попадание конденсата и факельного газа
в систему инертного газа.
В связи с ростом объема переработки нефти, увеличением еди-
ничной мощности отдельных производств и завода в целом абсо-
лютная величина сброса на факел значительно увеличилась.
Оказалось экономически целесообразным утилизировать сбросы,
ранее безвозвратно сжигавшиеся на факеле. Кроме того, созда-
ние систем улавливания и утилизации факельных сбросов по-
зволило снизить загрязнение атмосферы, поскольку резко
ю Зак. 768	281
уменьшилось количество сжигаемых на факеле продуктов. Систе-
мы улавливания и утилизации факельных выбросов в составе дей-
ствующих и строящихся предприятий сооружаются с 1958—
1960 гг.
Факельные газопроводы и коллекторы. Общезаводской фа-
кельный коллектор предназначен для пропуска аварийных сбро-
сов от всех объектов, подключенных к заводской факельной
системе. Его диаметр определяется расчетом. Также расчетом
Рис. X. 1. Схема узла факельного сжигания газа:
Е-/— отбойник конденсата; £-2—сборник конденсата; Г-/ —гидрозатвор; Д-/ —факельная
труба; Д-2 — огнепреградитель;
J — факельный коллектор горючих газов; // — факельная линия сероводородсодержащего газа;
/// — топливный газ на дежурные горелки и выдавливание конденсата; IV—конденсат с фа-
кельного хозяйства; V —пар; VI — конденсат.
находят диаметр газопроводов, соединяющих отдельные объекты
с коллектором.
Расчет диаметра газопровода от отдельного объекта до фа-
кельного коллектора производится исходя из максимального ава-
рийного сброса этого объекта. Максимальный аварийный сброс
определяют, суммируя единовременный максимальный сброс от
предохранительных клапанов одного аппарата и технологические
сдувки. Если по условиям работы установки возможно одновре-
менное срабатывание клапанов на группе аппаратов, то к техно-
логическим сдувкам прибавляется максимальный сброс от этой
группы.
Для безопасной эксплуатации завода очень важно, чтобы об-
щий факельный газопровод был правильно, рассчитан и диаметр
его обеспечивал возможность пропуска максимального сброса от
предохранительных клапанов. Рекомендуется определять диаметр
282
факельного коллектора по величине аварийного сброса того-из
объектов предприятия, на котором этот сброс окажется макси-
мальным. При расчете принимается повышающий коэффициент
К= 1,14-1,2.
Расчет факельных газопроводов проводится по общеизвестным
формулам для определения гидравлических сопротивлений. Сопро-
тивление факельных газопроводов общей системы (от клапана на
аппарате установки до выхода из факельной трубы) не должно
превышать 0,05 МПа.
На некоторых НПЗ развитие предприятия не сопровождается
расширением факельной системы, сооружением новых факельных
коллекторов. Это приводит к возрастанию сопротивлений в фа-
кельных системах до 0,2—0,3 МПа.
На большинстве отечественных НПЗ имеется только один фа-
кельный коллектор, что создает значительные трудности как при
пуске новых установок, так и в процессе нормальной эксплуата-
ции. Особенно сложно подключить к действующему факельному
трубопроводу новые установки. Некоторые предприятия при вводе
в эксплуатацию вновь построенных объектов прокладывают само-
стоятельные коллекторы до факельного хозяйства. Очень трудно
при наличии только одного факельного коллектора заменить вы-
шедшие из строя участки трубопровода, промыть и прочистить
коллектор.
Для улучшения условий эксплуатации предприятий рекомен-
дуется осуществить постепенный переход на двухтрубную систему
факельных коллекторов. Второй трубопровод прокладывается па-
раллельно первому. Каждая установка подключается сразу к двум
коллекторам, причем создаются условия, обеспечивающие возмож-
ность переключения факельного сброса из одной трубы в другую.
Факельные трубопроводы (а в особых случаях и устанавли-
ваемая на них арматура) теплоизолируются и обогреваются.
Для предотвращения выделения газового конденсата, воды и
твердых веществ на факельных трубопроводах внутри установок
предусматриваются отбойники-сепараторы, а трубопроводы про-
кладываются с уклоном в сторону этих отбойников. Чтобы кон-
денсат из общезаводского коллектора не попал в сепаратор уста-
новки, врезку трубопровода, выходящего с установки, в коллектор
осуществляют сверху («наклевом»).
Нормами разрешается только наземная прокладка факельных
коллекторов по территории завода. На некоторых старых НПЗ
имеются участки, проложенные в земле, но постепенно их заме-
няют наземными трубопроводами.
При прокладке коллекторов стремятся к тому, чтобы выдер-
жать односторонний уклон в сторону факельного хозяйства. Если
добиться этого невозможно, в нижних точках коллектора уста-
навливаются сепараторы-сборники конденсата. Объем этих сепа-
раторов обычно составляет 10—25 м3.
Конденсат из сепараторов, установленных на факельных газо-
проводах, сбрасывается в сырье газофракционирующих установок
10*	283
или в сырую нефть. Иногда конденсат выдавливается обратно
в общезаводские факельные коллекторы за ближайшей точкой пе-
региба и вместе с факельным газом транспортируется на факель-
ное хозяйство.
Факельное хозяйство. По факельным коллекторам газы посту-
пают на общезаводское факельное хозяйство. В середине 1950-х го-
дов ВНИПИНефтью (б. Гипронефтезаводы) был разработан проект
факельного хозяйства для Рязанского нефтеперерабатывающего
завода, который затем был применен для многих других НПЗ.
f-2
Рис. Х.2. Схема факельного хозяйства:
Е 1, Е-4—сепараторы; Е-2—газгольдеры; Е-3, Е-5, £-5, £-7—сборники конденсата; ВХ-1 — кон-
денсаторы-холодильники; П/(-/—компрессор; Н-1 — насосы конденсата; Л-/—факельная свеча;
/—/// — самостоятельные коллекторы факельного газа; /V —газ в топливную сеть; V—taad-
вый конденсат на переработку.
В дальнейшем в связи с расширением заводов, углублением пере-
работки нефти проводилась реконструкция факельных хозяйств.
На некоторых НПЗ были сооружены новые узлы утилизации фа-
кельных выбросов.
В состав факельного хозяйства (рис. X. 2) входит несколько
блоков: отбойники конденсата, газгольдерный парк, компрессор-
ная, насосная газового конденсата.
Отбойники конденсата устанавливаются на факельных кол-
лекторах и предназначаются для грубого отделения конденсата
от газа. Объем отбойников конденсата может быть определен
расчетом. Однако поскольку величина сброса в факельную систему
обычно неизвестна (как и физико-химические характеристики
сбрасываемых газов), выполнить расчет трудно. Поэтому при
определении объема отбойника руководствуются эмпирическими
284
соотношениями. Объем отбойников выбирается в зависимости от
мощности завода (100 м3 на каждые 6 млн. т/год перерабатывае-
мой на заводе нефти). В отбойниках конденсата желательно иметь
дополнительные сепарирующие устройства, но сопротивление их
должно быть минимальным.
Из отбойников конденсата газ поступает в газгольдеры пере-
менного объема. Объем газгольдерного парка определяется исходя
из величины максимального факельного выброса, используемой
для расчета общезаводского коллектора. Необходимо, чтобы газ-
гольдер мог в течение 5—10 мин принимать весь газ максималь-
ного факельного выброса. Однако объем парка не должен быть
меньше 3000 м3. .
Например, максимальный факельный выброс на заводе со-
ставляет 50 000 м3/ч. Для расчета коллектора принята (с К = 1,2)
величина 60 000 м3/ч. Объем газгольдерного парка, исходя из
приема этого сброса в течение 10 мин, должен, следовательно, со-
ставлять:
.60 000 -!£- = 10 000 м3
При переработке на НПЗ сернистых и высокосернистых неф-
тей целесообразно иметь в составе факельного хозяйства не менее
двух работающих параллельно газгольдеров. Для хранения газов
применяются мокрые газгольдеры объемом 3; 5; 10 и 15 тыс. м3.
Газгольдеры включаются как по схеме «на проток», так и по тупи-
ковой схеме. Особенное внимание при строительстве газгольдеров
для факельного газа уделяется предотвращению возможного обра-
зования взрывоопасных смесей в приямках. Рекомендуется вво-
дить газ в газгольдеры не через приямки, а через нижний пояс.
Гидрозатворы, сливные баки и арматура располагаются при этом
на отметках, близких к нулевым.
Факельный газ из газгольдеров подается во всасывающую ли-
нию компрессоров. Общая часовая производительность компрес-
соров должна быть не менее 50% объема газгольдера (при одном
газгольдере) и не менее 30% (при двух газгольдерах). Суммар-
ную производительность компрессорной выбирают также исходя
из того, что на сжатие будет поступать газ в количестве 500—
600 м3/ч на 1 млн. т перерабатываемой нефти.
Для сжатия факельного газа применяется компрессор
305ГП 20/18, выпускаемый заводом «Борец» (г. Москва). Произво-
дительность этого компрессора — 20 м3/мин, давление нагнетания—
1,8 МПа. Компрессор имеет две ступени сжатия, расход оборот-
ной воды—150 м3/ч. Давление нагнетания позволяет обеспечить
полную конденсацию факельного газа в кожухотрубчатых (с-по-
мощью оборотной воды) или воздушных холодильниках.	_
Расчетная производительность компрессоров факельного хо-
зяйства даже для НПЗ мощностью 12 млн. т/год достигает
6000 м3/ч, т, е, в несколько раз превышает производительность
285
одного компрессора 305ГП 20/18. Поэтому в компрессорных фа-
кельного хозяйства крупных НПЗ приходится устанавливать до
6—8 компрессоров этого типа.
В связи с увеличением мощности нефтеперерабатывающих за-
водов целесообразно применять для сжатия факельного газа бо-
лее мощные компрессоры, сократив их число. В частности, для
НПЗ мощностью 12 млн. т/год было бы целесообразно иметь в фа-
кельном хозяйстве не более 2—3 рабочих и одной резервной
машин производительностью 60—75 м3/мин. Разработка такого
компрессора принципиально возможна на основе выпускаемого
Пензенским компрессорным заводом компрессора 4М10-90/2-15.
Эта машина предназначена для сжатия газов с плотностью 1,8—
2,2 кг/м3. Ее производительность при давлении всасывания, рав-
ном 0,2 МПа, составляет 42 м3/мин. При давлении всасывания
0,1 МПа производительность возрастет в 1,5—2 раза.
Для предотвращения попадания конденсата в компрессоры пе-
ред компрессорной устанавливаются отбойники, число которых
должно быть не менее двух. Отбойники, объем каждого из кото-
рых i>5 м3, взаимозаменяемы. Предусматриваются также отбой-
ники конденсата на выходе из компрессоров.
Сжатый компрессорами до 1,8 МПа газ поступает в конденса-
торы-холодильники. Для конденсации применяются охлаждаемые
водой теплообменные аппараты кожухотрубчатого типа или воз-
душные холодильники.
После холодильников-конденсаторов газоконденсатная смесь
поступает в сепараторы. Газ, отделившийся в сепараторах от кон-
денсата, направляется в топливную сеть завода. Целесообразно
перед подачей газа в топливную сеть очистить его от сероводо-
рода, поскольку в факельном газе обычно содержится весьма за-
метное количество H2S.
Газовый конденсат из сепараторов забирается насосами и по-
дается на дальнейшую переработку. На некоторых НПЗ конден-
сат используется как компонент сырья газоперерабатывающих
установок. Как временное решение допустима подача конденсата
в сырую нефть. Врезка трубопровода факельного конденсата
в трубопровод нефти осуществляется непосредственно перед ре-
зервуарами сырьевой базы.
Газовый конденсат, поступающий из факельного хозяйства,
имеет широкий фракционный состав, температура конца кипения
конденсата превышает 180—200 °C. Это обстоятельство обяза-
тельно следует учитывать. Целесообразно, в частности, разделить
конденсат на легкую и тяжелую фракции и использовать-их раз-
личным образом.
Число сепараторов и компрессоров на факельном хозяйстве
должно обеспечивать возможность отключения на ремонт отдель-
ных аппаратов и узлов. Поскольку весь газ, поступающий на фа-
кельное хозяйство, проходит через отбойники конденсата, на них
устанавливаются отключающие задвижки, которые при нормаль-
ных условиях эксплуатации должны быть опломбированы в от-
286
крытом положении и закрыты на замок. Эти задвижки устанавли-
ваются шпинделем вниз.
Избыточный газ подается на сжигание в факельные свечи,
представляющие собой устройства для открытого сжигания газа.
Сжигание газа на факеле должно происходить только в аварий-
ных случаях, когда по каким-либо причинам его не удается
утилизировать. Как показывает опыт эксплуатации, в результате
комплекса организационно-технических мероприятий можно в не-
сколько раз уменьшить сброс на факел.
Факельные свечи. Факельные свечи (трубы) размещаются с соб-
людением требований противопожарных норм. В соответствии
с этими нормами территория в радиусе не менее 50 м от верти-
кальной трубы факела должна быть спланирована и ограждена.
Маркировка и световое ограждение факельной свечи выполняется
согласно «Правилам дневной маркировки, светового ограждения
препятствий, находящихся на приаэродромных территориях и
воздушных трассах».
Место для факельной трубы выбирается в зависимости от
рельефа заводской площадки, размещения близлежащих .жилых
поселков и сельскохозяйственных угодий, преобладающего на-
правления ветров. Как правило, факельные свечи размещают на
границе территории завода. Однако при расширении предприятия
они иногда оказываются в центре промышленной площадки и их
приходится переносить.
Диаметр газопровода от места разветвления перед газгольде-
рами до факельных свечей определяется исходя из того, что по-
теря давления на этом участке с учетом потерь собственно в све-
чах должна быть по меньшей мере на 1 КПа ниже, чем давление
в газгольдерах. Поскольку давление в газгольдерах зависит от
допустимого давления во всасывающей линии компрессоров и
равно 4 КПа, сопротивление данного участка не должно превы-
шать 3 КПа. Поэтому факельное хозяйство не следует особенно
удалять от свечей.
Диаметр свечи выбирается таким образом, чтобы предотвра-
тить отрыв пламени; скорость газов в устье факельной трубы при
всех обстоятельствах не должна превышать 80 м/с.
Необходимо, чтобы высота факельной свечи обеспечивала рас-,
сеивание продуктов сгорания. Согласно действующим нормам,
она должна быть не менее 35 м. На современных НПЗ высота
вновь сооружаемых факельных свечей ^60 м.
При неорганизованном сжигании газов в факеле происходит
выделение большого количества продуктов неполного сгорания^—
углерода (в виде дыма) и окиси углерода, которые интенсивно
загрязняют атмосферу. Добиться полного сгорания газов на фа-
келе трудно, поскольку практически невозможно предсказать со-
став и количество газа, подлежащего сжиганию. Кроме того, фа-
кельные трубы являются источником сильного шума и яркого
свечения.
287
Основные факторы, влияющие на образование дыма при фа-
кельном сжигании газа, — количество и распределение кислорода
в зоне горения. Количество воздуха, которое необходимо для пол-
ного сгорания газа, зависит от того, какие углеводороды содер-
жатся в сжигаемых газах. Так, для полного сгорания углеводо-
родов необходимо следующее количество воздуха (кг/кг): эта-
на — 16,2, пропана — 15,7, пропилена — 14,7. Около 20% воздуха,
требуемого для полного сгорания алканов (~30% при сгорании
алкенов), должно быть подано в зону первичного смешения и
тщательно перемешано с газом, подаваемым на сжигание, до вос-
пламенения смеси.
Еще один фактор, влияющий на дымообразование, — темпера-
тура горения. При повышении температуры увеличивается сте-
пень термического разложения и возрастает количество образую-
щегося дыма.
Радикальный способ борьбы с образованием дыма — впрыски-
вание воды или водяного пара в горящий факел. При этом сни-
жается температура горения, улучшается перемешивание газа
с воздухом и распределение воздуха в потоке сжигаемого газа.
Кроме того, протекает эндотермическая реакция между углеродом
и водяным паром.
Расход пара зависит от молекулярной массы сжигаемых газов
и концентрации в них непредельных углеводородов. Зависимость
между расходом пара (кг/кг газа) и содержанием в нем ненасы-
щенных соединений приведена на рис. X. 3.
Шумовой эффект факела связан с процессом горения и исте-
чением газа из сопла. Шум от горения увеличивается при воз-
растании расхода воздуха, а шум, вызываемый истечением газа
из сопла, — при повышении перепада давления в сопле. Для умень-
шения шума при организации бездымного сгорания факелов сле-
дует использовать перегретый пар, а не насыщенный, поскольку
в случае применения насыщенного пара шум усиливается из-за
разрыва водяных капель, попадающих в горячую среду.
Особое внимание следует уделять также снижению яркости
пламени, поскольку ярко горящий факел создает неудобства для
населения близлежащих жилых районов. За рубежом на факель-
ных свечах устанавливаются светозащитные диафрагмы, разраба-
тываются конструкции низких факельных свечей, в которых го-
релка расположена невысоко от земли. Продукты сгорания выхо-
дят в атмосферу через дымоход.
Горелки, применяемые в факельных свечах, должны обеспечи-
вать эксплуатацию в широком диапазоне скоростей подачи газа
на сжигание. В литературе описаны конструкции пневматических
факельных. горелок, в которые необходимый для горения воздух
подается воздуходувками или компрессорами, а также инжек-
ционных горёдок, в которые воздух поступает за счет инжектиро-
вания.	>
Общий вид факельной свечи высотой 60 м представлен на
рис. X. 4. Для сжигания газа в этой свече предусмотрена новая
288
конструкция горелки (рис. X. 5.) Промышленные испытания го-
релки показали, что она обеспечивает бездымное сжигание газа
в количестве до 7 т/ч. Расход пара составляет 0,4—0,8 кг/кг газа.
Для зажигания свечи используются различные способы. Наи-
более часто применяется поджигание выходящего из свечи газа
ракетой. На некоторых заводах используется запальное устрой-
ство, представляющее собой трубу в трубе с продольной щелью
или отверстиями. Пламя поднимается по этой трубе до головки
факельного ствола.
Рязанским филиалом НПО «Нефтехимавтоматика» проекти-
руются электрозапальные устройства с дистанционным управле-
нием, позволяющие осуществить автоматическое зажигание фа-
кела и контроль за его горением. Первый образец такого устрой- -
ства (ПК.Ф-1) в течение ряда лет испытывался на Рязанском
Рис. X. 3. Зависимость дымности фа-
кела от состава факельного газа и ко-
личества инжектируемого водяного пара:
А — соотношение пар : сжигаемый газ, кг/кг;
В — количество непредельных углеводородов
в факельном газе, % (масс.).
/ — горение с уменьшенной яркостью факела;
2—бездымное горение; 3—горение без свобод-
ного висящего дыма.
В°Л (масс.)
нефтеперерабатывающем заводе. В 1977 г. создано новое устрой-
ство (УЗФ-2), позволяющее осуществить ручное, дистанционное
или автоматическое управление циклом зажигания запальных го-
релок.
Для предотвращения проскока пламени на газопроводах пе-
ред входом в факельную трубу полагается устанавливать огне-
преградители или гидрозатворы. Многолетняя практика эксплуа-
тации отечественных НПЗ показала, что огневые предохранители
трудно ремонтировать; кроме того, они быстро забиваются про-
дуктами окисления и полимеризации, что приводит к созданию
в факельной линии повышенного сопротивления.
Более эффективна схема с гидрозатвором, хотя и она имеет
свои недостатки, связанные со сложностью эксплуатации в зим-
ний период. Схема с гидрозатвором находит широкое применение
за рубежом. Для предотвращения распространения пламени газ
через гидрозатвор должен проходить как отдельно барботирую-
щие пузырьки.
На многих современных НПЗ предусмотрена лишь одна свеча
для факельного газа, что делает практически невозможным ре-
монт труб и смену засорившихся огнепреградителей. . Целесооб-
разно иметь на заводе две взаимозаменяемые свечи, размещаемые
в одном общем ограждении.
‘289
Важной задачей является предотвращение попадания в фа-
кельные системы воздуха. Несколько аварий было вызвано попа-
данием воздуха в систему в период ремонта и смены предохра-
нительных клапанов на установках, а также из-за попадания горю-
чих газов в отремонтированную, но еще не освобожденную от
Рис. X. 4. Факельная свеча:
1 — центральная труба; 2—шпренгельная тяга; 3—растяжка; 4 — горелка.
Рис. Х.5. Съемная горелка для бездымного сжигания газа на факеле:
7 —центральная труба; 2—паропровод; 3—кожух; 4—контрольная свеча; 5—система зажигания.
воздуха факельную систему. Кроме того, причиной взрывов мо-
жет быть проникновение воздуха в факельные системы через
факельные свечи в тот период, когда полностью прекратился
сброс газов на факел или когда вертикальный канал факельной
свечи заполнен газами легче воздуха.
Для предотвращения попадания воздуха в факельные системы
рекомендуется заполнять азотом, топливным или природным га-
зом те участки, в пределах которых возможно возникновение
взрыва (например, от гидрозатвора до острия свечи). Количество
продувочного газа должно быть таким, чтобы он двигался со ско-
ростью не менее 1 м/с.
290
ОХРАНА ПРЕДПРИЯТИЯ
Задачей охраны НПЗ является предупреждение проникнове-
ния на территорию предприятия посторонних лиц, контроль за
въездом и выездом транспорта, ввозом и вывозом материалов,
оборудования, продукции и т. п. Для пропуска людей и транс-
порта на территорию и с территории завода устраиваются кон-
трольно-пропускные пункты (КПП), а для проезда железнодорож-
ного и автомобильного транспорта проездные пункты, оборудован-
ные механически открывающимися воротами с дистанционным
управлением. У проездных пунктов устанавливаются постовые
будки.
Для того чтобы воспрепятствовать проходу лиц и проезду
транспорта на НПЗ вне КПП, территория предприятия ограж-
дается.
Надежность охраны предприятия обеспечивается созданием
охранного освещения, посредством которого создается необходи-
мая освещенность подступов к заводу с внутренней стороны
ограждения, непрерывность работы КПП и караульных поме-
щений.
Одновременно с устройством ограждения по периметру НПЗ
организуется охранная сигнализация. Применение охранной сиг-
нализации позволяет осуществлять постоянный автоматический
контроль за охраняемыми объектами, обеспечивать дистанцион-
ную подачу сигналов тревоги в пункт охраны с указанием места
нарушения. Благодаря применению охранной сигнализации сокра-
щается численность личного состава охраны завода и снижаются
затраты на ее содержание.
ГАЗОСПАСАТЕЛЬНАЯ СЛУЖБА
На нефтеперерабатывающих заводах преобладают производ-
ства, связанные с переработкой и получением^ взрывоопасных и
токсичных веществ. Поэтому при нарушении правил безопасности
возможны взрывы и отравления обслуживающего персонала.
В соответствии с действующим законодательством на всех за-
водах действует газоспасательная служба, которая осуществляется
военизированными отрядами (ВГСО) и добровольными дру-
жинами.
Задачей военизированной газоспасательной службы является
проведение профилактической работы и разработка мероприятий
по предупреждению взрывов и отравлений, спасение людей и ока-
зание помощи пострадавшим при авариях, участие в ликвидации
аварий в загазованной среде, надзор за соблюдением правил, ин-
струкций и других нормативных документов по газобезопасности.
Газоспасательная служба участвует в составлении планов лик-
видации аварий, обучает производственный персонал правилам
газобезопасности, проводит анализы воздуха на содержание вред-
ных и взрывоопасных газов, паров и пыли. На газоспасатель-
ную службу возлагается также участие в работе комиссий по
291
расследованию причин возникновения аварий, учет и анализ про-
исшедших взрывов и отравлений, разработка мероприятий по их
предупреждению..
Для проведения профилактической работы в штатах ВГСО
предусматриваются должности командиров пунктов, причем каж-
дый командир пункта обслуживает 3—5 объектов с численностью
производственного персонала не более 500 человек.
Число сотрудников лаборатории газоспасательной службы оп-
ределяется количеством производимых анализов. Лабораторией
анализируется воздушная среда производственных помещений,
воздух в аппаратуре перед проведением огневых и газоопасных
работ.
Для руководства газоспасательными отрядами, обслуживаю-
щими различные предприятия производственного объединения или
территориально близко расположенные предприятия, организуются
штабы военизированных газоспасательных частей (ВГСЧ). Благо-
даря наличию штабов ВГСЧ повышается оперативность работы
газоспасательных отрядов, координируются их действия в аварий-
ной обстановке.
Военизированные газоспасательные отряды размещаются в спе-
циальных зданиях, сооружаемых по типовым проектам. Для при-
менения в химической и нефтеперерабатывающей промышленности
ЦНИИпромзданий в 1974 г. разработал типовой проект 416-7-112
газоспасательной станции, который предусматривает строитель-
ство двух зданий: газоспасательной станции со здравпунктом и
газодымной камеры. Здание газоспасательной станции со здрав-
пунктом— двухэтажное. На первом этаже размещается здрав-
пункт четвертой категории, гараж на две автомашины, комнаты
отдыха и приема пищи, аппаратная, мастерские, кладовые и ком-
ната дежурного по связи. На втором этаже находятся комнаты
общественных организаций, классы для проведения занятий, по-
мещения командного состава и др. Размеры здания в плане
36 X 15 м.
Газодымная камера — одноэтажное здание размером 12X15 м.
В здании находятся тренировочный зал, материальный склад, кис-
лородонаполнительная.
ВГСО имеют телефонную связь со всеми цехами, установками
и другими объектами завода. На оперативных автомашинах уста-
навливаются переносные радиостанции. Вблизи от служебного
здания сооружается учебная площадка для тренировки личного
состава.
Для обеспечения постоянной готовности к выполнению аварий-
но-спасательных работ в каждом подразделении газоспасательной
службы организуется круглосуточное дежурство оперативных
отделений, а оперативные автомашины находятся в готовности к
немедленному выезду на объект.
В случае возникновения аварий администрация обязана немед-
ленно вызвать подразделения газоспасательной службы и принять
меры к выводу людей из загазованной атмосферы в безопасную
292
зону. Командир прибывшего на место аварий газоспасательного
подразделения руководит спасательными работами.
МЕДИЦИНСКАЯ СЛУЖБА
На нефтеперерабатывающих заводах для медицинского обслу-
живания работающих предусматриваются здравпункты, поликли-
ники и больницы.
Здравпункты делятся на четыре, категории, отличающиеся по
составу, площади помещений, количеству работающих врачей.
Ниже приводятся данные о площади помещений здравпунктов
различных категорий (табл. X. 2).
Таблица X.2
Площадь помещений (в м2) здравпунктов различных категорий
Помещение
Вестибюль и регистратура , .
Перевязочные................
Зубоврачебный кабинет . . .
Комната для медицинских про-
цедур .....................
Комната временного пребыва-
ния больных ...............
Душевая . .................
Ванная................ . . .
Прочие помещения (комната
дежурного медперсонала,
для физиотерапии, кабинет
заведующего и др.) . . . .
Категория здравпункта
I	П	III	IV
24	12	12	12
24	24	24	12
(2 комнаты)	(2 комнаты)	(2 комнаты)	
48	24	12	12
(4 кабинета)	(2 кабинета)		
12	12	12	12
12	12	12	—
12	12	9	9
На 2 сетки	На 1 сетку	—	—
На 1 ванну	—	—	—
54	. 36	24	24
Здравпункты первой категории строятся на предприятиях, где
число работающих составляет 3000—4000 чел., второй — 2000—
3000 чел., третьей 1200—2000 чел., четвертой — 500—1200 чел.
В здравпункте первой категории работают три-четыре врача, вто-
рой — два врача, третьей — один врач, четвертой — один фельдшер.
Размещается здравпункт в первых этажах вспомогательных
зданий. Расстояние от рабочих мест до здравпункта не должно
превышать 1000 м. Здравпункты некоторых заводов совмещены с
293
проходной, помещением газоспасательных служб, бытовыми поме-
щениями на территории предприятия.
Для крупных НПЗ строятся поликлиники и больницы. В тех
случаях, когда завод располагает собственной поликлиникой или
больницей с поликлиническим отделением, на его территории
предусматриваются только фельдшерские здравпункты.
Больницы и поликлиники для обслуживания НПЗ сооружаются
по индивидуальным проектам. Решение о строительстве больниц
и поликлиник принимается руководством Министерства нефте-
перерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР по
согласованию с союзными и республиканскими органами здраво-
охранения, а также местными советскими органами. В настоящее
время многие крупные и средние нефтеперерабатывающие заводы
располагают больницами на 150—200 коек.
СЛУЖБА ПИТАНИЯ
Для питания работающих на НПЗ предназначены столовые и
буфеты. Расстояние от рабочих мест до столовых и буфетов не
должно превышать 200 м. С учетом этого положения в зависимо-
сти от генерального плана завода устанавливается потребность
в предприятиях общественного питания. -
Количество посадочных мест в столовых и буфетах опреде-
ляется расчетом, причем основными показателями служат: коли-
чество работающих в максимальной - смене, продолжительность
времени обеденных перерывов (на НПЗ обычно 2 ч).
Допустим, например, что в максимальной смене работает
2000 чел. Количество питающихся в столовых составляет 90%,
т. е. 1800 чел. Из этого числа на диетическом питании — 3%, т. е.
54 чел. Из оставшихся 1956 чел. 75% питаются в столовых общего
типа (1310 чел.), а 25% (436 чел.) в буфетах.
По данным института «Гипроторг» при времени обеденного
перерыва, равном 2 ч, число обедающих на одном посадочном
месте составляет: в диетических залах — 4; в столовых общего
типа — 6; в буфетах — 8. Следовательно, в диетическом зале
должно быть 14 посадочных мест, в столовых общего типа — 218,
в буфетах — 55.
Столовые, расположенные на территории завода, как правило,
работают на полуфабрикатах (столовые-доготовочные).
Для увеличения пропускной способности заводских столовых,
ускорения обслуживания на ряде НПЗ, начиная с 1974 г. строятся
столовые-доготовочные, оборудованные поточными линиями «Эф-
фект». Линия «Эффект» состоит из конвейера комплектации, пере-
движного раздаточного оборудования и стойки-накопителя. Еже-
дневный ассортимент включает два комплексных обеда общего
питания и один комплексный обед диетического питания. Стои-
мость всех трех обедов одинаковая.
Талоны на комплексные обеды приобретаются заранее в цехах
или через чекопечатающий автомат в вестибюле. При выходе из
294
обеденного зала установлено табло с меню на следующий день.
Нажатием кнопки посетитель заказывает выбранный им комплекс.
В обеденном зале столовой имеется 150 посадочных мест, про-
должительность обеда составляет 7—12 мин. В течение часа в
максимальную смену в столовой обедает четыре потока посетите-
лей (600 чел.). Столовая обеспечивает отпуск 3900 блюд и 1500
мучных изделий в сутки.
Столовая-заготовочная, в которой приготавливаются полуфаб-
рикаты для заводских столовых, располагается обычно в пред-
заводской зоне. Она обслуживает питанием работников заводо-
управления и других служб, расположенных в предзаводской
зоне, а также строительных рабочих. Поскольку столовая-загото-
вочная удалена от основных производственных цехов, она в расчет
при определении количества посадочных мест в столовых и буфе-
тах не принимается.
В течение длительного времени столовая в предзаводской зоне
строилась как самостоятельное здание по действующим типовым
проектам. В настоящее время имеется тенденция совмещать сто-
ловую с заводоуправлением.
Рабочие большинства производственных цехов на НПЗ поль-
зуются правом на получение спецпитания — молока. Молоко раз-
дается рабочим в расфасованном виде у специальных стоек, раз-
мещаемых вблизи раздаточных стоек столовых или буфетов. Для
хранения молока и обработки посуды в столовых и буфетах преду-
сматриваются специальные помещения, охлаждаемые камеры или
холодильники, моечные. Площадь помещений, выделяемых для
хранения молока в столовых и буфетах, определяется из расчета
0,1 м2 на каждого получающего молоко в наиболее многочислен-
ной смене.
Для приема поступающего на предприятие молока и его хра-
нения перед подачей в столовые и буфеты предусматриваются
общезаводские распределители с охлаждающими камерами. Пло-
щадь распределителей определяется из расчета 0,015 м2 на каждо-
го списочного работника, получающего молоко.
ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ОХРАНА
Противопожарная охрана НПЗ осуществляется военизирован-
ными частями Министерства внутренних дел СССР. При этом ко-
личество, численность и техническая оснащенность пожарных
команд, размещаемых на заводе и осуществляющих профилактиче-
ский надзор за соблюдением правил пожарной безопасности и
тушение возникающих пожаров, определяется межведомственной
комиссией служб Министерства нефтеперерабатывающей и нефте-
химической промышленности СССР и Министерства внутренних
дел СССР в зависимости от площади завода, количества расчет-
ных пожаров, мощности завода в целом и отдельных его техноло-
гических установок и объемов резервуаров в парках хранения
нефти и нефтепродуктов.
295
Контингент пожарной части, оперативные дежурные и дежур-
ные караулов, службы профилактического надзора, а также проти-
вопожарная техника и техника связи размещаются в пожарном
депо, находящемся в предзаводской зоне, и пожарных постах на
территории завода. Депо и каждый пожарный пост обслуживают
зону радиусом 1,5 км.
Тушение пожара осуществляется дежурным караулом команды,
в зоне действия которой этот пожар возник, с подключением
при необходимости всех команд пожарной части завода, а при
особо сложных пожарах — частей и команд как близрасположен-
ных предприятий и городов, так и команд других областей и рес-
публик.
Согласно действующим нормативным требованиям, на НПЗ
для обеспечения противопожарной защиты предусматриваются:
противопожарный водопровод высокого давления с установлен-
ными на нем пожарными гидрантами и подключенными лафетными
стволами; системы внутреннего противопожарного водопровода;
автоматические стационарные системы пенотушения; системы па-
ротушения; автоматические стационарные системы газового туше-
ния; стационарные системы порошкового тушения; локальные
средства — переносные огнетушители (пенные, газовые и порошко-
вые), кошмы, песок и т. д.
Кроме того, для обеспечения пожаротушения предусматривает-
ся сооружение в зоне товарно-сырьевой базы резервуаров запаса
воды объемом 250 м3 каждый, устанавливаемых на расстоянии
500 м один от другого, а в зоне технологических установок, под-
ключенных к производственному водопроводу, — резервуаров
колодцев объемом 3—5 м3, расположенных также на 500 м один от
другого. К резервуарам градирен устраиваются подъезды для
забора из них воды пожарными насосами.
Противопожарный водопровод высокого давления предназначен
для подачи расчетных расходов воды на тушение очагов пожара,
приготовление воздушно-механической или химической пены, ох-
лаждения горящего и рядом стоящего оборудования. Забор воды
из водопровода осуществляется через гидранты пожарными рука-
вами или насосами, а также лафетными стволами и через кольца
орошения.
Сети противопожарного водопровода прокладываются вдоль
всех дорог и проездов завода и, таким образом, охватывают всю
его территорию, обеспечивая возможность подачи воды на пожаро-
тушение любого объекта. Подробное описание системы противо-
пожарного водоснабжения приведено в гл. VII.
Пожарные гидранты устанавливаются на противопожарном
водопроводе вдоль дорог в обочине или на расстоянии не более
5 м от нее. В последнем случае к гидрантам должен быть обеспе-
чен подъезд с твердым покрытием для пожарных автомобилей.
Лафетные установки подключаются к противопожарному водо- .
проводу и предназначаются для тушения пожара водой или пеной
и охлаждения водой аппаратуры, оборудования и строительных
296
конструкций на технологических установках, а также шаровых,
горизонтальных и цилиндрических резервуаров ,с сжиженными
горючими газами и легковоспламеняющимися жидкостями в ре-
зервуарных парках.
Как правило, лафетные установки присоединяются к противо-
пожарному водопроводу стационарно через задвижку, распола-
гаемую, вне пределов защищаемого объекта. Пенообразователь
подается в установку от противопожарных машин установленными
на них насосами. Напор у спрыска лафетного ствола должен быть
не менее 40 м вод. ст., при этом радиус действия компактной
струи — не менее 30 м, расход воды из ствола — не менее 17 л/с.
При расчете расхода воды на пожаротушение для предприятия
в целом расход воды на лафетные стволы не учитывается.
Лафетные Стволы устанавливаются на специальных подстав-
ках высотой 1,2 м, вышках (4—6 м) или на крышах невзрыво-
опасных зданий, а в резервуарных парках — только на вышках
(рис. X. 6).
Колонная аппаратура и этажерки технологических установок
защищаются лафетными стволами на высоту до 30 м. Если высота
колонных аппаратов превышает 30 м или по расположению они
не могут быть защищены лафетными стволами, предусматривается
орошение колонн из специальных трубчатых колец, располагаемых
по высоте, начиная с 12 м от земли, с шагом 6—8 м.
Система орошения колонн состоит из подводящего трубопрово-
да, присоединяемого к сети противопожарного водопровода через
задвижки, и сухотрубного стояка с кольцами (рис. X. 7).
Кольцевой трубопровод имеет отверстия диаметром не менее
5 мм или дренчерные насадки с диаметром отверстий 10 мм. Ин-
тенсивность орошения должна быть не менее 0,1 л/с на 1 м2 оро-
шаемой' поверхности аппарата.
Системой орошения защищаются также шаровые и горизон-
тальные резервуары в парках: шаровые оборудуются кольцами
орошения (как колонные аппараты), а над горизонтальными оро-
сительный трубопровод укладывается в .одну линию (при диа-
метре резервуара D 2 м) или петлей (при D > 2 м).
Интенсивность орошения на 1 м2 поверхности резервуара, не
имеющей обвязки, составляет 0,1 л/с, а в зоне с обвязкой — 0,5 л/с.
Свободный напор в каждом оросительном кольце системы должен
быть не менее 15 м вод. ст.
Оросительная система с разбрызгиванием воды дренчерными
головками предназначена для тушения пожаров в кабельных
эстакадах (интенсивность подачи воды — не менее 0,3 л/с).
Системой внутреннего противопожарного водопровода обору-
дуются все пожароопасные помещения и здания, расположенные
на территории НПЗ и в предзаводской зоне, исключая водопровод-
ные насосные.
Внутренний противопожарный водопровод снабжается водой
от системы хозяйственно-питьевого водопровода завода/и рассчи-
тан на подачу расчетного противопожарного расхода — 10 л/с.
297
Напор в системе обеспечивает тушение внутреннего пожара в одно-
и двухэтажных зданиях. В зданиях большей этажности при под-
тверждении расчетом следует устанавливать насосы — повысители
напора, включаемые дистанционно кнопками, расположенными у
пожарных кранов.
Автоматическими стационарными системами пенотушения ос-
нащаются закрытые насосные легковоспламеняющихся и горючих
Рис. X. 6. Установка лафетного ствола:
/ — лафетный ствол; 2—башня для установки лафетного ствола.
Рис. Х.7. Система кольцевого орошения колонны.
жидкостей при объеме помещения более 500 м3, склады легко-
воспламеняющихся и горючих жидкостей при площади пола 500 м2
и более, резервуары хранения легковоспламеняющихся и горючих
жидкостей объемом 5000 м3 и более.
В открытых насосных и складах при площади пола 500 м2 и
более предусматриваются полустационарные системы пенотуше-
ния. В качестве огнегасительного средства в стационарных пенных
установках используется воздушно-механическая пена средней
кратности (70—100), получаемая из 6%-го водного раствора пено-
образователя ПО-1 (ГОСТ 6948—70) при помощи пенообразую-
298
щих генераторов. Расчетное время тушеИи7 пожара пенной уста-
новки — 10 мин с момента поступления пены. Производительность
пенной установки определяется по необходимой интенсивности
подачи раствора пенообразователя на 1 м2 площади пола защищае-
мого помещения. В зависимости от горючего материала интенсив-
ность подачи раствора (в л/с на 1м2): 1) для тушения газового
стабильного конденсата и нестабильного бензина — 0,5; 2) для
тушения экстракционного бензина, бензола, толуола — 0,15; 3) для
тушения легковоспламеняющихся и горючих жидкостей с темпера-
турой вспышки паров 28 °C и ниже (кроме нефти и указанных
выше веществ) — 0,08; 4) для тушения легковоспламеняющихся
и горючих жидкостей с температурой вспышки паров более 28 °C
и нефти — 0,05.
Приведенная интенсивность подачи раствора принимается при
расчете средств тушения пожаров и закрытых насосных, складах
и резервуарах хранения нефти и нефтепродуктов. Для полустаци-
онарных установок, открытых насосных и складов производитель-
ность выбирается по одновременной работе двух пеногенераторов
ГВП-600. В качестве пенообразующих аппаратов для получения
пены средней кратности используются пеногенераторы ГВП-200
(1,5-2 л/с), ГВП-600 ((4—6 л/с) и ГВП-2000 (20 л/с).
ГВП-200 и ГВП-600 используются в насосных и на складах,
ГВП-2000 устанавливаются на резервуарах. Напор у всех этих
пеногенераторов должен составлять 40—60 м вод. ст.
Стационарные установки пенотушения могут быть как местны-
ми — для обслуживания одного или нескольких • стоящих рядом
помещений (резервуаров), так и централизованными — для об-
служивания отдельных зон завода (зона установок, зона товарно-
сырьевой базы) или всего завода в целом.
В первом случае чистый (100%-ный) пенообразователь или erb
раствор хранится в баках в помещении пенной установки. Раствор
пенообразователя подается к пеногенераторам по сухотрубам. Сме-
шение чистого пенообразователя с водой осуществляется в эжек-
торах.
Во втором случае раствор пенообразователя или чисты§ пено-
образователь находится главным образом в подземном трубопро-
воде, который охватывает всю зону, охраняемую данной системой,
и подводит пенообразователь ко всем защищаемым объектам. При
централизованной системе на заводе сооружается специальная
насосная станция подачи раствора или чистого пенообразователя.
При подаче чистого пенообразователя потребуется установка
эжекторов для его смешивания с водой на каждом защищаемом
объекте, а при подаче раствора —только в насосной.
Вместо эжекторов могут устанавливаться дозировочные насо-
сы. В полустационарных установках могут использоваться пере-
носные пеносмесители.
Запас пенообразователя и воды или готового раствора на
пенной установке должен обеспечивать трехкратную ее работу с
коэффициентом запаса 1,2—1,3. Кроме того, на заводе необходимо
299
иметь 100%-ный резерв запаса пенообразователя. Схема установ-
ки пенотушения приведена на рис. X. 8.
Хранение пенообразователя и его раствора допускается в
обычных емкостях из стали СтЗ. Емкости с пенообразователем
следует устанавливать в помещении при температуре 5—20 °C.
Если хранение осуществляется на открытом воздухе, емкости нуж-
но утеплять, (температура стенки емкости не должна быть выше
40 °C).
Рис. X. 8. Схема установки пенотушения технологических насосных:
I — насосы; 2—пеносмесители ПС-Зм; Л—емкость 100%-ного раствора ПО-1; 4—пеногенера-
торы ГВП-600:
1—вода; //—пенообразователь; /// — раствор пенообразователя.
Системой паротушения оборудуются заводы, мощность паро-
силового хозяйства которых позволяет использовать водяной пар
для пожаротушения без каких-либо аварийных последствий для
технологических установок. Для пожаротушения может употреб-
ляться насыщенный или отработанный (мятый) водяной пар и
перегретый водяной пар технологического назначения. Применение
насыщенного пара более предпочтительно.
Стационарные системы паротушения используются в насосных
и других производственных помещениях объемом не более 500 м3,
в трубчатых печах и трубопроводных лотках, расположенных в
пределах производственных помещений, если расход пара на
300
пожаротушение не превышает расхода /ёго на технологические
нужды защищаемого оборудования. На других объектах следует
применять полустационарные системы паротушения, для чего на
технологических паропроводах, проходящих по территории уста-
новок, необходимо иметь паротушительные стояки-краны для по-
дачи пара к люкам колонн и другой производственной аппаратуре
через паровые шланги длиной до 15 м. Каждое из запорных при-
способлений на пожарных паропроводах должно быть обеспечено
четким специальным обозначением и освещаться в ночное время.
В качестве внутренних распределительных паропроводов в поме-
щениях и лотках следует использовать перфорированные трубы.
Отверстия для выпуска пара (диаметр 4—5 мм) располагаются
с шагом 50 мм. Трубы укладываются по всему периметру на высо-
fe 200—300. мм от пола.
Время заполнения помещения паром должно быть равно 3 мин.
Автоматическими системами газового тушения оборудуются по-
мещения, в которых установлены ЭВМ (машинный зал, комнаты
хранения программ магнитных дисков, перфораторные, кабельные
подполья и др.). Защита указанных помещений должна осуществ-
ляться способом объемного тушения фреоном. Газ подается от
групп баллонов по перфорированным трубопроводам. Запорные
устройства баллонов открываются автоматически по сигналу Дат-
чиков. Датчики срабатывают при появлении дыма или огня в за-
щищаемом помещении.
Стационарными системами порошкового тушения оборудуются
насосные сжиженных газов. В качестве огнегасящего агента ис-
пользуется порошок ПСБ. Установки подачи порошка — стацио-
нарные, ручного действия.
Локальными средствами пожаротушенид ручного действия
(огнетушителями, ящиками с песком, ведрами, баграми, топорами,
кошмами) оснащаются все взрыво- и пожароопасные объекты за-
вода. Эти средства используются персоналом объектов для туше-
ния мелких очагов пожаров.
ЛИТЕРАТУРА
Абрамов Н. Н. Водоснабжение. М., Стройиздат, 1967. 632 с.
Арсеньев Г. А. и др. «Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводород-
ного сырья», 1971, № 1, с. 19—21.
Арсеньев Г. А., Смирнов Г. Ф. «Нефтепереработка и нефтехимия», 1971,
№ 8—9, с. 8—10.
Багиров И. Т., Кардаш И. М. Снижение энергозатрат на нефтеперерабаты-
вающих заводах. М., «Химия», 1972. 143 с.
Бережковский М. И. Хранение и транспортирование химических продуктов.
М., «Химия», 1973. 272 с.
Берлин М. А. Ремонт и эксплуатация насосов нефтеперерабатывающих заво-
дов. М., «Химия», 1970. 280 с.
Бороденков В. И. Вакуум-насосы в химическо'й промышленности. М., «Ма-
шиностроение», 1964. 100 с.
Веревкин С. И., Корчагин В. А., Газгольдеры. М., Стройиздат, 1966. 239 с.
Власенко В. Е. Товарный оператор нефтеперерабатывающего завода. М.,
«Химия», 1974. 156 с.
Глазков И. С., Парфенов А. Н. Электрооборудование нефтеперерабатываю-
щих заводов. М., «Машиностроение», 1976. 327 с.
Г лазов И. П., Уткин В. К- Защита стальных резервуаров от внутренней кор-
розии. М., ЦНИИТЭНефтехим, 1973. 58 с.
Глизманенко Д. Л. Получение кислорода. М., «Химия», 1972. 752 с.
Голомшток И. С., Овсянников Д. В., Самсонов И. А. Проектирование и
принципы сооружения нефтезаводов. М., Гостоптехиздат, 1960. 356 с.
Грузе В. А., Стивенс Д. Р. Технология переработки нефти (теоретические
основы). Пер. с англ. Л., «Химия», 1964. 608 с.
Губин В. Е. Слив и налив нефтей и нефтепродуктов. М., «Недра», 1972. 192 с.
Демичев Г. М. Складское и тарное хозяйство. М., «Высшая школа», 1975.
294 с.
Евилевич А. 3. Осадки сточных вод. Л., Стройиздат, 1965. 324 с.
Евтихин В. Ф. и др. Сферические резервуары для хранения углеводородных
газов. М., ЦНИИТЭНефтехим, 1976. 52 с.
Едигаров С. Г., Бобровский С. А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз
и газохранилищ. М., «Недра», 1972. 180 с.
Зелигер Е. Л. Антикоррозионная защита резервуаров. М., ЦНИИТЭНефте-
хим. 1975. 62 с.	,
Иванец К. Я., Лейбо А. Н. Оборудование нефтеперерабатывающих заводов
и его эксплуатация. М., «Химия», 1966. 344 с.
Иванов А. Я- Использование вторичных энергоресурсов технологических
установок на НПЗ. М., ЦНИИТЭНефтехим, 1974. 46 с.
Инструкция по наливу, сливу и перевозке сжиженных углеводородных газов
в железнодорожных цистернах. М., «Недра», 1965. 32 с.
Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприя-
тий. СН 174—75. М., Стройиздат, 1976. 57 с.
Карелин Я. А., Перевалов В. Г. Очистка сточных вод от нефтепродуктов. М.,
Госстройиздат, 1961. 133 с,
302
Корниенко В. С., Поповский Б. В. Сооружений-резервуаров. М., Стройиздат,
1971. 224 с.	(
Коротков П. И. и др. Оптимальное компаундирование мазутов М„
ЦНИИТЭНефтехим. 1974. 41 с.
Костерин Ю. В. Вторичные топливно-энергетические ресурсы и их использо-
вание в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. М.,
ЦНИИТЭНефтехим, 1975. 104 с.
Ластовкин Г. А., Рудин М. Г., Васильев Л. В. Прогрессивные проектные ре-
шения нефтеперерабатывающих заводов. М., ЦНИИТЭНефтехим, 1976. 84 с.
Лукиных Н. А. Методы доочистки сточных вод. М., Стройиздат, 1974.
96 с. ,
Мацкин Л. А., Черняк И. Л., Илембитов М. С. Эксплуатация нефтебаз. М.,
«Недра», 1975. 392 с.
Мишин Б. В., Шпотоковский М. Н. Краткий справочник оборудования неф-
тебаз. Л ., «Недра», 1965. 227 с.
Насосы и компрессоры. М., «Недра», 1974. 296 с.
Нормативы по технике безопасности на различные типы насосов, перекачи-
вающих ядовитые, огне- и взрывоопасные жидкости, М., ВНИИГидромаш, 1968.
12 с.
Нормы проектирования производственного водоснабжения и канализации
предприятий нефтеперерабатывающей промышленности. ВН 847—73. М.,
ЦНИИТЭНефтехим, 1973. 46 с.
Погрузо-разгрузочные машины и складское оборудование промышленных
предприятий'. М., «Машиностроение», 1970. 526 с.
Правила безопасности в газовом хозяйстве. М., «Недра», 1973. 160 с.
Правила безопасности при эксплуатации нефтегазоперерабатывающих заво-
дов. ПТБ НП-73. М„ ЦНИИТЭНефтехим, 1974/126 с.
Правила технической эксплуатации теплоиспользующих установок и тепло-
вых сетей. М.. «Энергия», 1973. 144 с.
Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и пра-
вила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. М.,
Атомиздат 1973. 352 с.
Правила устройства и безопасной эксплуатации воздушных компрессоров и
воздухопроводов. М„ «Недра», 1966. 24 с.
Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под
давлением. М., «Металлургия», 1971. 81 с.
Правила устройства электроустановок. Л., «Энергия», 1965. 456 с.
Противопожарные технические условия строительного проектирования неф-
теперерабатывающей промышленности (ПТУСП 02-62). М., ЦНИИТЭНефтегаз,
1962. 40 с.
Рекомендации по установке предохранительных клапанов РПК-66. М., «Хи-
мия», 1968. 8 с.
Рудик В. С., Белкин В. И. Автоматизация и контрольно-измерительные при-
боры в нефтеперерабат. и нефтехим. пром., 1976. № 11, с. 6—9.
Рудин М. Г., Васильев А. В. Опыт проектирования отдельных объектов об-
щезаводского хозяйства нефтеперерабатывающего завода. М., ЦНИИТЭНефте-
хим., 1973. 68 с.
Рудин М. Г., Максакова А. П. «Транспорт и хранение нефтепродуктов и
углеводородного сырья», 1974, № 10, с. 1—4.
Рудин М. Г., Протовчанская С. Я. «Транспорт и хранение нефтепродуктов
и углеводородного сырья» 1973, № 5, с. 24—25.
Рябцев Н. И., Кряжев Б. Г. Сжиженные углеводородные газы. М„ «Недра»,
1977. 279 с.
Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий. СН 245-71.
М„ Стройиздат. 1972. 98 с.	
Системы налива и слива нефтепродуктов и нефти на нефтеперерабатываю-
щих заводах. М., ЦНИИТЭнефтехим, 1974 100 с.
, Строительные нормы и правила. СНиП П-П.3-70. Склады нефти и нефте-
продуктов. Нормы проектирования. М., Стройиздат, 1971. 17 с.
Строительные нормы и. правила. СНиП П-31-74. Водоснабжение. Наружные
сети и сооружения. М., Стройиздат, 1975. 149 с.
зоз
Строительные нормы и правила. СНиП П-32-74. Канализация. Наружные
сети и сооружения. М., Стройиздат, 1975. 88 с.
Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети. М„ «Энергия», 1975. 376 с.
Специальные цистерны и вагоны для перевозки химических и нефтяных про-
дуктов. М„ НИИТЭХим., 1968. 176 с.
Старков М. В. Особенности развития резервуарных парков НПЗ за рубежом.
М„ ЦНИИТЭНефтехим, 1973. 54 с.
Тарасов-Агалаков Н. А. Противопожарное водоснабжение. М., Стройиздат,
1967. 532 с.
Тимофеев Б. П. Средства автоматизированного и механизированного налива
и слива на причалах нефтебаз. М., ЦНИИТЭИМС, 1972. 80 с.
Топлов С. М. и др. «Эксплуатация, модернизация и ремонт оборудования в
нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности», 1972, № 7, с. 1—4.
Участкин П. «Промышленная энергетика», 1976, № 12, с. 18—20.
Федоров В. С. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность
СССР в девятой пятилетке. М., «Химия», 1976. 72 с.
Чуприн И. Ф. и др. «Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводород-
ного сырья», 1974, № 7, с. 21—23.
Шабалин А. Ф. Оборотное водоснабжение промышленных предприятий. М.,
Стройиздат, 1972. 296 с.
Эминов Е. А., Козорезова А. А. Смазка оборудования промышленных пред-
приятий. М., «Химия», 1966. 174 с.
Эрих В. И., Расина М. Г., Рудин М. Г. Химия и технология нефти и газа.
Изд. 2-е. Л., «Химия», 1977. 424 с.
Яковлев С. В., Карелин Я. А. Канализация. М., Стройиздат, 1975. 632 с.
Beyer И. «Erdol und Kohle», 1969, Bd. 22, № 1, S. 9—14.
Bland W. F., Davidson R. L. Petroleum Processing Handbook. McGraw-Hill
Book Company, 1967. 1120 p.
Kilby J. L. Chem. Eng. Progr., 1968, № 6, p. 49—52.
Nelson U7. L. Petroleum Refinery Engineering. 4 Ed. McGraw-Hill Book Com-
pany, 1958. 960 p.
Read R. Chem. Eng. Progr., 1968, № 6, p. 53—56,
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ

Аварийный амбар 190, 195, 203, 207
Автокары 223, 224
Автопогрузчики 226
Автоцистерны 7, 34, 36
Автоэстакады 34
Адсорбенты 241 сл.
Адсорберы 246, 247, 255, 260, 261, 264
Аккумуляторные батареи 136, 140, 224,
226, 227
Аммиак, прием и хранение 237, 238
Аппарат(ы)
каталитической очистки воздуха от
ацетилена 264
' кипящего слоя 185
коммутационные 141, 142
погружного горения 185
сварочные 143
трансформаторных подстанций
140 сл.
управления электроприемниками
145, 146
Баржи 7, 33
Батарейный циклон 208
Биогенные добавки 200, 201
Биоконтактор 201
Блок (и)
аэротенков-отстойников ,202
осушки воздуха 225
очистки
жидкого воздуха, адсорбцион-
ные 264
конденсата 119
очистки и осушки воздуха цеоли-
тами 264, 265
Бункерные полувагоны 13, 17, 31, 32
Вакуум-насосы 101, 102
Вентиляторы 136, 136, 142
Вентиляционный патрубок 55, 57
Водозаборные сооружения 161 сл.
Водомаслоотделители 254
Водяные спутники НО
Воздухозаборные шахты 263
Воздухоподогреватели 128
Воздушники ПО, 235
схема расстановки на трубопрово-
дах 111
Время	,
разогрева нефти 13, 14
слива из цистерн 14 сл.
Вторичные энергоресурсы (ВЭР) 127
сл.
Газгольдеры 30, 145, 266
Газодувки 135
Газоразрядные лампы 148, 149
Гидромониторы 62, 205
Гидроциклоны 205
Гидроэлеваторы 168, 169, 173, 190, 205
Главные понизительные подстанции
137 сл.
Гопкалит 260
Градирни 136, 167, 168, 198, 207, 210,
211
Грузовые лифты 224, 225
Датчики уровня 23 сл.
Деаэраторы 113, 128
Деэмульгаторы 195, 204, 228 сл..
Диссольван 235
Диэтиленгликоль, прием н хранение
237 сл.
Доочистка стоков 183, 184
Дуговые ртутные лампы высокого дав-
ления 149
Дыхательные клапаны 57, 58
Естественная аэрация 201
Заземление 153
Заземлители 154, 155
Закрома 220, 223
Зануление 153
Запорная арматура 111
Защита
магистрального трубопровода от
разрыва 8, 9
от статического электричества 155
электродвигателей от перегрузки и
коротких замыканий 146
Защитное отключение 153
Здравпункты 293, 294
305
Илонакопители 205, 206
Инверторы 136
Ингибиторы коррозии 171 сл., 228 сл.
дозировка 172
прием и хранение 238, 239
Испарители 131, 132
Кабели 146 сл.
Кавитация 94
Кальцинированная сода, прием и хра-
нение 234, 235
Канализация
ливневая 179
производственно-ливневая 177, 180,
195
системы 177
хозяйственно-фекальная 179, 180
Катализаторы
дезактивация 260
пассивация 250, 251
прием и хранение 24! сл.
регенерация 249 сл., 265, 267
Козловые краны 227
Колодцы с гидрозатворами 180
Комплектные распределительные уст-
ройства 142, 146
Комплектные трансформаторные под-
станции (КТП) 142
Компрессорные
воздушные 252 сл.
схема 255
инертного газа высокого давле-
ния 269, 270
схема 269
Компрессоры 108, 109, 134, 135, 142,
143, 237
Конвейеры 224
Конденсатоотводчики НО, 120 сл.
поплавкового типа 122
расчет производительности 122,
123
термодинамические 120 сл.
технические характеристики 122
Конденсатопроводы НО, 115 сл.
Коррозия 128, 227, 238
Котельные 111 сл.
Котлы-утилизаторы 116, 128 сл.
технические характеристики 129,
130
Коэффициент
использования площади склада
216 сл
мощности 137, 143
оборачиваемости 60
спроса 137
увеличения потери давления 116
упаривания 171
Кран-балка 227
Кран-штабелер 227, 242, 243
Красители бензинов 78
Ксеноновые лампы 149
306
Лихтеры 33
Люминесцентные лампы 149
Масляные выключатели 142, 146
Метантенки 207
Метод
последовательных приближений
116
рулонирования 45
циркуляции 74
Микрофильтры 200
Молниезащита 153, 154
Моноэтанола мин, прием и хранение
236, 237
Мостовые краны 227
Моющие препараты 62, 63
Наливные стояки 34, 35
Насос (ы)
винтовые 94, 95
вихревые 94, 95, 99, 100
водокольцевые 101, 102
водяные 95, 101, 102
выбор 92
допустимая высота всасывания
92 сл.
минимальный подпор 92, 93
нефтяные 95 сл.
графики полей Q — Н 96, 98
определение
мощности электродвигателя 94
напора 91, 92
потребляемой мощности 94
производительности 90, 91
осевые 94
пластинчато-роторные 101
пластинчато-статорные 101
пластинчатые 95
плунжерные 99, 101
поршневые 100, 101
резервирование 91, 107
ремонт 107
схема обвязки 106, 107
химические 95, 99
центробежные 11, 42, 94
шестеренчатые 95
Нефтеловушки 190, 191, 203
Нефтеналивные суда 33
Нефтеотделители 165, 169, 170, 203,
204, 210, 211
Нефтепроводы 8 сл.
оптимальные параметры 9
Нефтяные гавани 33
Оборудование
вертикальных цилиндрических со-
судов 50, 51
для хранения материалов 220 сл.
подъемно-транспортное 223 сл.
Огневой предохранитель 55, 57, 58
Огнетушители 301
Ограничители налива 22 сл.
технические характеристики 24
Окситенки 201
Осветительные щиты 149, 150
Острый пар 133, 232, 235
Осушка воздуха 255 сл.
Отстойники 190 сл.
Очистка
биохимическая 183, 184, 188, 189,
196 сл.
воды 161, 162
воздуха 264, 265
змеевиков трубчатых печей 248 сл.
конденсата 119, 125, 126, 189
механическая 183, 184
смазочных масел 247
стоков, локальная
ливневых 189
от промывки нефтепродуктов
после защелачивания 187
от тетраэтилсвинца 188
сернисто-щелочных 186, 187
содержащих	неорганические
кислоты 188
содержащих	синтетические
жирные кислоты и твердые
парафины 189
электрообессоливающих уста-
новок (ЭЛОУ) 184 сл.
Параметры магистральных трубопро-
водов 9
Паровые котлы 111, 112
Паропроводы НО, 113 сл.
схемы 113, 114
Пароструйные эжекторы 108
Песколовки 190, 196, 203, 205
Печи 108, 114, 127, 128, 135, 208,
273 сл.
Плавучие насосные станции 33
Поддоны 220 сл.
Подогреватели 14 сл.
Пожаротушение ' 107, 157, 296 сл.
Последовательное перекачивание неф-
тепродуктов по трубопроводу 10,
11
Приемо-раздаточные устройства 49 сл.
Присадки 72 сл.
Причальные сооружения 33
Прожекторы 149
Проксамин 235
Пролетный пар 119, 122
Пруды 189, 190, 193, 195 сл.
Пункт (ы)
газораспределительные (ГРП) 275
контрольно-пропускные (КПП) 291
налива 28 сл.
технические характеристики 31
приемо-сдаточный 8
распределительные электрические
(РП) 137 СЛ.
Пункт (ы)
ремонтно-испытательный 44
Пьезометрический график 117, 118
Размывающие головки 64
Распределительно-трансформаторные
подстанции 141
Расход
водорода 270
воды 157 сл.
воздуха
на нужды КИП 248, 249 
при регенерации катализатора
251
инертного газа 258, 259
катализаторов и адсорбентов 243
основных реагентов 229
пара 109
смазочных масел 244
Расчет
вязкости смеси мазутов 71
градирен 168, 169
диаметров трубопроводов 115
емкости парка смешения автобен-
зинов 74, 75
материальных складов 216 сл.
нормативы 217 сл.
октанового числа смеси 69, 70
производительности термодинами-
ческих конденсатоотводчиков
122, 123
температуры вспышки смеси 71
тепловых сетей, гидравлический
115, 116
факельных газопроводов 282, 283
электрических нагрузок 137
электрического освещения 149,
150
Расширитель конденсата 121, 123
Реагентное хозяйство 20, 202, 228 сл.
план 230
Регенерация
ила 200
отработанных масел 244 сл.
Резервуарные парки 32 сл.
промежуточные 37, 40
сырьевые 37, 38
товарные 37, 41
Резервуар (ы)
железобетонные 45, 46, 48, 49
монтаж 64 сл.
стальные 45, 47, 50
Рейдовые причальные буи 34
Ректификационные колонны 108
Ресиверы 257 сл.
Решетки-дробилки 196
Сбор конденсата 120
Светильники 149
Секционирующие задвижки 11.1 ;
Сепараторы 164, 169, 170,
Сепарол 235
307
Серная кислота, прием и хранение
239 сл.
Силовые электроприемники 134 сл.
категории 135
Сильнодействующие ядовитые вещест-
ва (СДЯВ) 229 сл.
Система (ы)
вентиляции 117, 142, 151
внутреннего пожарного водопро-
вода 297
водораспределительные 195
газового тушения, автоматические
301
защиты от проникновения грунто-
вых вод 151
канализации 177 сл.
кольцевого орошения колонны 297,
298
конденсатные 123
оборотного водоснабжения 162 сл.
балансовая схема 211
отопления и горячего водоснабже-
ния ПО, 117, 142
очищенных стоков 174
паротушения 300
пенотушения 298, 299
подачи топливного газа на ТЭЦ
113
пожаротушения 151
порошкового тушения 301
приготовления топлив и масел, ав-
томатизированные 81
противопожарного водопровода
174, 175
сбора, очистки и возврата конден-.
сата 119
свежей воды низкого и высокого
напора 173, 174
снабжения
жидким топливом 277
инертным газом 257
теплофикации ПО
факельные 279 сл.
хозяйственно-питьевого водопрово-
да 175 сл.
электрического освещения 148, 151
электроснабжения 134 сл.
Складская зона, генеральный план 215
Склады 214 сл.
Скрубберы 208, 260, 261
Сливные приборы 11 сл.
технические характеристики 12 сл.
Смазочные масла, прием и хранение
243 сл.
Спринклерные устройства 168
Спускники НО сл.
схемы расстановки на трубопрово-
дах 111
Станция(и)
автозаправочные 34
автоматического налива 16
Станция (и]
газоспасательная 292
зарядные 227
конденсатные
районные автоматизированные
119, 124, 125
центральные 119, 125, 126
насосные 10 сл., 91 сл.
перекачечная головная 8, 9
промывочно-пропарочные 17, 31,
32, 159, 211
разливочные 34
смешения, автоматическая 82 сл.
централизованного отстоя конден-
сата (ЦОК) 125, 126
Стеллажи 220, 222, 223
Столовые 215, 275, 294, 295
Танкеры 7, 333
Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) 111 сл.
Товарно-сырьевая база 16, 20, 40 сл.
Токоотводы 154, 155
Топливный газ 275
Топочный мазут 276
Транспорт нефти 7 сл.
Трансформаторные подстанции 184 сл.
Трубопроводы 7, 9 сл., 108 сл.
катодная защита 11
параметры 108, 109
Турбины 112 сл.
Турбогенераторы 112
Узел
дозирования реагентов для обра-
ботки оборотной воды 210
механической очистки сточных вод
207
оборотного водоснабжения 207,
210, 211, 215
очистки воздуха с применением
цеолитов 264
приема и хранения серной кислоты
240
разбавления ингибитора коррозии
238
разделки ловушечной нефти 203,
204
сбора конденсата 119
смешения гидроочищенного компо-
нента с присадками 72, 73
снабжения НПЗ воздухом и инерт-
ным газом 268, 269
счетчиков количества топлива 113
факельного сжигания газа 282
Уравнение Вальтера 71
Установка(и)
автоматизированного налива 34
азотно-кислородные 262, 263
азотные 262
алкилирования ароматических уг-
леводородов 109
308
Установка(и)
атмосферно-вакуумной перегонки
249
выпаривания стоков 185, 210
газофракционирования 108, 124,
236, 274
гидроочистки 124, 131, 135, 236,
249 сл.
деасфальтизации гудрона 149
депарафинизации 249, 258, 259,
274
замедленного коксования 130, 198,
249
изомеризации 108, 125, 249
импеллерные 201
инертного газа 259 сл.
ионообменная 272
карбонизации сернисто-щелочных
стоков 187
каскадно-адгезионной сепарации
195
каталитического крекинга 130, 131,
135, 198, 249, 252
каталитического риформинга 108,
109, 125, 236, 237, 242, 249 сл.
кислородные 262
компаундирования масел 76, 77
лафетные 296, 297
маслорегенерационная 246
насосная 93 сл.
обезвоживания илов и осадков
205, 206
осушки воздуха 255 сл.
очистки
дымовых газов 208
сернисто-щелочных стоков 215
стоков от тетраэтилсвинца
пенотушения технологических уста-
новок 300
пиролиза 130, 274
по использованию вторичных энер-
-горесурсов 111, 112
полимеризации ароматических уг-
леводородов 109
производства
битумов 215, 252
масел 124
серы 215
разделения
воздуха 262, 263
ксилолов 249
редукционно-охладительная 113
селективной очистки масел 249
сжигания шлама 204 сл.
термического крекинга 249
флотационная 190, 193, 195
экстоакпии яооматических углево-
дородов 109
Установка(и)
электролизные 272
электрообезвоживающие 143
электрообессоливающие 143, 249
этнлосмесительные 79, 80
Устройства
автоматического включения резер-
ва (АВР) 140
заземляющие 154, 156
молниезащиты 154
релейной защиты 142
электрического освещения 151
Утилизация
теплоты дымовых газов 128 сл.,
208
топливного газа 113, 114
факельных выбросов 284
Факельные свечи 287 сл.
Факельный газ, состав 280
Фильтр-прессы 246, 247
Фильтры
песчаные 162, 172, 190, 195
пылевые 253
сетчатые 172, 173, 278
Флотаторы 193, 194, 200, 203, 206
Формула Тиле и Кадмера 71
Хлопушки 49 сл.
Центрифуги 206
Цистерны 7, 11, 13 сл.
технические характеристики 19 сл.
Шинопроводы 146
Шламонакопитель 173 , 203 , 205 , 207
Шламоуплотнитель 173
Щелочи, прием н хранение 232 сл.
Щиты станций управления (ЩСУ) 146
Электродвигатели, исполнение 143 сл.
Электродистиллятор 272
Электроды заземления 154	,
Электрокары 223 сл.
технические характеристики 224
Электропогрузчики 225, 226
Электроснабжение 137 сл.
Электростанции 127, 136
Электроштабелеры 226
Эстакада(ы)
железнодорожные 42 сл.
сливная 11 сл.
сливо-наливная 11, 12, 20
типы 22
Этиловая жидкость 79 сл.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие .........................................................
Введение........................'....................................
Глава I. Прием нефти и отгрузка товарных нефтепродуктов..............
Трубопроводный транспорт нефти	.................
Трубопроводный транспорт товарных нефтепродуктов ..............
Транспортировка нефти по железной дороге ......................
Транспортировка нефтепродуктов по железной дороге .............
Автоматизированные наливные установки для герметизированного на-
лива светлых нефтепродуктов....................................
Промывочно-пропарочные станции.................................
Транспортировка нефти и нефтепродуктов пб воде ................
Автомобильный транспорт нефтепродуктов ........................
Глава II Хранение нефти и нефтепродуктов.............................
Резервуарные парки	...............................
Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов ................
Резервуарное оборудование	...	.................
Потери нефтепродуктов и способы их сокращения..................
Зачистка резервуаров .	.......................................
Монтаж металлических вертикальных резервуаров..................
Глава III. Приготовление товарной продукции..........................
Способы получения и расчет показателей качества товарной продук-
ции. Присадки .	.................
Приготовление продуктов методом циркуляции................  .	.
Установка приготовления масел	.................
Этилосмесительные установки....................................
Автоматизированные системы приготовления топлив и масел . . . .
Глава IV. Насосные станции .	............................
Параметры, влияющие на выбор насоса............................
Типы насосов, применяемых на НПЗ...............................
Вакуум-насосы .................................................
Здания насосных станций........................................
Открытые насосные станции......................................
Глава V. Теплоснабжение завода.................. . . ................
Основные потребители тепловой энергии. Параметры теплоносителей
Источники тепловой энергии ....................................
Тепловые сети..................................................
Сбор, очистка и возврат конденсата ............................
Использование вторичных энергоресурсов . ........................
Глава VI. Электроснабжение завода............................... . . .
Особенности электроснабжения. Потребители электрической энергии и
ее источники....................................................
3
4
7
7
9
11
16
25
31
32
34
37
37
45
49
58
62
64
67
67
74
75
77
81
90
91
94
101
103
105
108
108
110
112
119
127
134
134
310
Электрические нагрузки, Напряжение и род тока ......... 136
Системы питания и схемы распределения электроэнергии по заводу 137
Трансформаторные подстанции и распределительные устройства. Элек-
трическое оборудование и аппараты подстанций ............ .140
Силовое электрооборудование ...............................    142
Электрическое освещение........................................148
Наружны# электрические сети....................................151
Защитные мероприятия . . . .................................. 153
Глава VII. Водоснабжение, канализация и очистка сточных вод . , , . 156
Водоснабжение................................................ 157
Системы водоснабжения..........................................162
Канализация....................................................176
Системы канализации . ......................................... . 177
Очистные сооружения............................................183
Локальная очистка стоков.......................................184
Сооружения механической очистки............................ . 190
•Сооружения биохимической очистки и	доочистки	стоков...........196
Сооружения для разделки, обезвоживания и ликвидации улавливаемых
нефтепродуктов, илов, осадков и шламов.........................203
Выпуск очищенных стоков .................................... 208
Водоснабжение и канализация нефтеперерабатывающего завода без
сброса сточных вод.............................................209
Глава VIII. Складское хозяйство.....................................214
Центральные материальные склады и	базы	оборудования ....... 216
Реагентное хозяйство .......................................... 228
Склады катализаторов и адсорбентов	.......................241
Склады смазочных масел. Регенерация отработанных масел . . . . 243
Глава IX. Снабжение завода воздухом, инертным	газом,	водородом, топ- -
ливом . . . .............................................248
Снабжение воздухом ..........................................  248
Снабжение инертным газом.......................................257
Снабжение водородом............................................270
Снабжение топливом.............................................273
Глава X. Прочие службы завода.......................................279
Факельная система............................................  279
Охрана предприятия .........................................   291
Газоспасательная служба......................................  291
Медицинская служба..........................................  .	293
Служба питания.................................................294
Противопожарная охрана......................................  .	295
Литература........................................................ . . 302
Предметный указатель..............................................  305
Михаил Григорьевич Рудин
Гарольд Алексеевич Арсеньев
Анатолий Викторович Васильев
ОБЩЕЗАВОДСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА
Редактор-Ю. К. Кузнецов
Техн, редактор Ф. Т. Черкасская ।
Корректор В. Н. Тамаркина
Переплет художника Ю. Н. Васильева
ИБ № 526
М-20096. Сдано в наб. 28.09.77. Подп. к печ. 07.02.78. Формат 6ОХ9О‘/ц.
Бумага тип. № 3. Литературная, высокая. Усл. печ. л. 19,5. Уч.-изд.
л. 22,61. Изд № 1310. Тираж 3300 экз. Зак. № 768. Цена 1 Р. 40 к.
Издательство лХимияь, Ленинградское отделение
191186, а. Ленинград, Д-186, Невский пр., 28
Ордена Трудового Красного Знамени
Ленинградская типография № 2 имени Евгении Соколовой
Союзполиграфпрома при Государственном комитете Совета
Министров СССР по делам издательств, полиграфии и книжной
Торговли. 198052, Ленинград, Л-52, Измайловский проспект, 29.