Главная Случайная страница


Категории:

ДомЗдоровьеЗоологияИнформатикаИскусствоИскусствоКомпьютерыКулинарияМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОбразованиеПедагогикаПитомцыПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРазноеРелигияСоциологияСпортСтатистикаТранспортФизикаФилософияФинансыХимияХоббиЭкологияЭкономикаЭлектроника






Основания и фундаменты металлических резервуаров

Основаниями наземных резервуаров, воспринимающими давление резервуара и нефтепродукта, залитого в него, являются насыпные подушки из песка, а фундаментами называют несущие строительные конструкции, передающие нагрузку от резервуара на грунт.

Основания и фундаменты бываю двух видов – нормальные и высотные. Нормальные основания представляют собой песчаную, граверную или галечную подушку толщиной 40-100 см и возвышающуюся над поверхностью земли на 20-50 см. Толщина основания зависит от характера и несущей способности материкового грунта, толщины растительного слоя, который должен быть удален, проектной отметки днища, максимальной нагрузки резервуара и т.д.

Высотное основание представляет собой подушку из песка, гравия, гальки и других грунтов высотой над уровнем земли более 50 см. Обычно такие основания не превышают 2 м.

Насыпные основания (рис.22) состоят из трех частей: нижний-грунтовый (с влажностью не более 5%), средний-гидроизолирующий (мелкозернистый песок 60-80%, глинистых частиц в смеси 5% и гравия крупностью до 20 мм не более 25%); верхний песчаный, из песка средней крупности. Для придания влагонепранецаемости грунтовые смеси обрабатываются мазутом, жидким битумом, каменноугольной смолой. Верхняя часть насыпного основания и отбартовка, выступающая над поверхностью покрывается бетоном.

Фундаменты выполняются высотой до 2-3 м. Изготавливаются из кирпича, железобетона. Имеют специальные сливные каналы для отвода пролитых нефтепродуктов.

По форме фундаменты подразделяются на ленточные кольцевые, прямоугольные сплошные (монолитные, с проходом внутрь основания) или в виде отдельно стоящих колонн, на которые опирается железобетонная площадка, служащая основанием для резервуара (рис.22). Горизонтальные резервуары устанавливаются на опоры, а вертикальные на балочный настил, уложенный на фундамент.

 

Рис. 22. Основание для вертикальных цилиндрических резервуаров: а) слои основания; б) желоб для отвода аварийных проливов нефтепродукта; основание-противовес для резервуара повышенного давления.

 

 


 
3.3.8 Горизонтальные цилиндрические резервуары (цистерны)

Горизонтальные цилиндрические резервуары (цистерны) широко применяются на нефтебазах и пунктах хранения нефтепродуктов вследствие своей транспортабельности. Как правило, изготовляются на предприятиях изготовителях. Однако горизонтальные резервуары являются неэкономичными по сравнению с вертикальными резервуарами. Вес металла, приходящийся на 1 м3 емкости горизонтального резервуара емкостью 50 м3, превышает в 2.5 раза вес металла, расходуемого на 1 м3 вертикального резервуара емкостью 100 3, и почти в шесть раз вертикального резервуара емкостью 200 м3.

По конструкции днищ горизонтальные цилиндрические резервуары подразделяются на: с плоскими коническими, цилиндрическими и сферическими днищами. По пространственному расположению подразделяются на надземные (выше планировочной отметки) и подземные.

Для обеспечения устойчивости цилиндрической оболочки устанавливаются наружные кольца жесткости. Внутри заглубленных резервуаров устанавливаются ребра жесткости

 

Рис. 24. Горизонтальные цилиндрические резервуары (цистерны).

 

3.3.9 Неметаллические резервуары

К неметаллическим относятся резервуары различных форм и конструкций выполненные из различных матенриалов: железнобетонные, бетонные, кирпичные, каменные, гибкие оболочки (из синтетических материалдов) и емкости природного характера. Неметаллические резервуары сооружаются заглубленными, т.е. подземными и полуподземными, и реже-наземными. Они долговечнее металлических, так как в меньшей степени подвержены коррозии. Строятся неметаллические резервуары монолитные и сборные.

Материалы. Применяемые для строительства должны быть прочными и непроницаемыми для нефти, ее продуктов и воды. Кроме того, они должны быть морозоустойчивыми.

Применять бетонные, железобетонные и каменные резервуары без покрытия нельзя, так как эти материалы пропускают нефть и нефтепродукты. С покрытием из цемента и песка (торкретная штукатурка) допускается хранение мазутов, гудронов, битумов и отбензиненных нефтей. Для хранения светлых нефтепродуктов используются покрытия, обладающие хорошей бензо и водостойкостью: из виниловых смол, резиновых лаков, синтетической резины (бутадиеновый каучук), пластмассовые, полиэтиленовые, фторопластовые и металлические.

На форму и размеры резервуара влияет: величина заглубления ниже уровня грунтовых вод; вид строительного материала, экономические соображения. В целом неметаллические резервуары могут быть круглые, прямоугольные, сферические, с наклонными стенками и т.д..

Железобетонные резервуары. В основном стояться монолитные заглубленные резервуары (рис. 25–26). Преимущества таких резервуаров по сравнению с металлическими заключается в следующем: а) срок службы 40-60 лет; низкий расход металла; возможность хранения сернистых нефтепродуктов; низкий теплообмен с окружающей средой, что существенно сокращает потери тепла при хранении и потери нефтепродуктов от испарения; более высокая пожарная безопасность. Внутренняя поверхность заглубленных резервуаров может быть покрыта: торкретной штукатуркой для хранения остаточных нефтепродуктов; с металлической разборной облицовкой для хранения светлых нефтепродуктов и смазочных масел. Днища резервуаров выполняются монолитными из железобетона толщиной 100-200 мм, стенки от 8 мм

Рассчитаны такие резервуары на избыточное давление паров нефтепродуктов до 25 мм. рт. ст.

Разработаны и сборные железобетонные резервуары из панелей. В этом случае расход бетона на 25–40 % меньше, соответственно стоимость резервуара на 15 % меньше, чем у железобетонного монолитного. Однако требуются изолирующие материалы для герметизации швов и дополнительные конструкции для обеспечения «жесткости» на сжатие.


Рис. 25. Железобетонный горизонтальный резервуар
Рис. 26. Заглубленный железобетонный резервуар траншейного типа, где 1-стальная облицовка; 2-железобетонные блочные фермы; 3-железобетонные плиты; 4-световой люк; 5-люк-лаз; 6-дренажный лоток.

Подземные хранилища в природных емкостях. Используется хранение нефтепродуктов в естественных и искусственных емкостях, находящихся в горных породах. В них осуществляется хранение больших количеств газов и нефтепродуктов. Наиболее эффективное хранение осуществляется в горных выработках соляных пластов (направленное вымывание). Учитывая гигроскопичность и прочность данной породы потери при хранении нефтепродуктов за счет естественного капиллярного впитывания не более 0.01 % в год. Экономически целесообразно создание подземных хранилищ объемом не менее 50 000-100 000 м3.

В настоящее время особый интерес представляют подземные хранилища для нефти, созданные в соляных куполах под морским дном. Такое хранилище располагается к местам добычи нефти и заменяет наземные резервуары, находящихся на ограниченном пространстве морских платформ.

Рис. 27. Подземное хранилище в соляных пластах: а) подземное; б) в соляном куполе ниже дна моря

Гибкие оболочки. Для временного хранения нефтепродуктов применяются гибкие оболочки, состоящие из вулканизированного каучука и кордонной ткани, являющийся каркасом эластичной оторочки.

 

Кордонная ткань может изготавливается из синтетических волокон: полихлорвиниловые, полиэфирные (лавсан-терилен, хлорин, нитрон), полипропиленовые, фторосодержащие (тифлон) и сополимерные. Эти волокна обладают высокой прочностью, устойчивостью к истиранию, воздействию окислителей. Внутренняя поверхность кордонной ткани, соприкасающаяся с нефтепродуктами, методом вулканизации покрывается синтетическим каучуком (бутадиено-акрил-нитрильный, полихлоропреновый, полиуретановый). Эти полимеры являются нерастворимыми в бензине, керосине и дизельном топливе. Снаружи кордонная ткань покрывается неопреном, обладающего высокой масло и светостойкостью, а также устойчивостью к истиранию, действию соленой воды и пара. Наряду с каучуком эластичные оболочки изготавливаются из пластических масс (полиэтилен, полиамиды).

 

Рис. 30. Гибкие оболочки для подводного хранения нефтепродуктов: а-заполненная емкость; б-из емкости производится выдача нефтепродукта, где –поверхность воды; 2-кран; 3-буй; 4-буйреп; 5-шланг; 6-эластичная емкость; 7-предохранительный клапан; 8-дно; 9-якорь

 

 

Эластичные оболочки по форме подразделяются на цилиндрические, конусообразные, сферические, а так же виде подушек-контейнеров. По своей конструкции: с внутренним каркасом и без внутреннего каркаса. Применяются в качестве наземных (заглубленные-грунтовые), водных (поплавковые) и подводных хранилищ (рис.29-30). Изготавливаются в виде многослойных конструкций (не менее 8 слоев), в том числе и с внутренней сеткой. Подводное хранение является безопасным в пожарном отношении, кроме того, исключаются потери от испарения. Глубина погружения может достигать до 120 м. Объем подводных хранилищ может достигать до 16000 м3. Заглубленные-грунтовые гибкие оболочки (рис. 31) используются для хранения всех видов нефтепродуктов и достигают объемов до 40000 м3.

 

Рис. 31. Заглубленный резервуар - гибкая оболочка, где 1-котлован (траншейный); 2-бетонный фундамент; 3, 8-изоляционный слой (полиэтиленовая пленка); 4-слой грунта; 5-сводчатое сборное покрытие; 6-отверстие для залива (откачки) нефтепродукта; 7-нефтепродукт; 9-песчаная «подушка».

 

Защита резервуаров от коррозии

Основными видами коррозии наземных металлических резервуаров является: атмосферная электрохимическая коррозия; химическая коррозия внутренних поверхностей соприкасающихся с сернистыми продуктами; коррозия, вызванная соприкосновение нижнего пояса с подтоварной водой, содержащей минеральные соли, щелочи, кислоты и растворенные газы. Кроме того, в застоявшейся воде присутствуют тионовокислые и сероводородные бактерии, вызывающие образование сероводорода.

Защита от коррозии внутренних частей резервуара пребывающих в газовой фазе осуществляется с применением следующих средств:

1. Покрытие алюминием;

2. Обработка цементным торкет-раствором с добавлением магнезиально-фтористо-кремистым раствором;

3. Обработка пластическими покрытиями (бакелитовый лак, полихлорвиниловые эмали, перхлорвиниловый лак ХВ-77 т.д.).

Защита днища и нижнего пояса резервуара, соприкасающихся с подтоварной водой осуществляется:

1. добавлением в подтоварную воду щелочей, нейтрализующих растворенные кислоты или ингибиторов коррозии, снижающих скорость коррозии;

2. покрытие асфальтом или коменноугольным пеком с устройством над ним водяной подушки;

3. покрытие цементным раствором;

4. биметаллизация – нанесением обычную углеродистую сталь тонкого слоя легированной антикоррозионной стали.

5. протекторной защитой, т.е. установкой на днище резервуара в слое электропроводящей воды протекторов из цинка или сплавов цинка, алюминия и магния, подвергающихся разрушению вместо металла резервуара.

Для защиты внутренней поверхности резервуара от сернистой коррозии и образования пирофоров применяется лакокрасочные покрытия «А» и «Б». «А»-на основе перхлорвинила и этиноля с железным суриком; «Б»-на основе перхлорвинила и торкрет-цемента.

Почвенной коррозией называют разрушение металла, происходящее в результате взаимодействия почвенного электролита с металлом. Почвенная коррозия зависит от состава почв (щелочная, кислая) и ее влажности. Защита осуществляется битумизацией днищ, а так же при помощи автономных гальванических анодов (протекторная защита) или поляризацией днищ (катодная защита). Сущность катодной защиты заключается в том, что вся соприкасающаяся с грунтом поверхность искусственно делается катодом путем включения в цепь источника постоянного тока. Анодом служит заземление. Постоянный ток от положительного полюса источника тока течет к заземлению, от него в почву, являющуюся электролитом и через поврежденные места изоляции, соприкасающиеся с почвой, переходит на резервуар, а затем к отрицательному полюсу источника постоянного тока. Активному разрушению подвергается заземление. Сущность протекторной защиты заключается в создании такой электрической цепи, в которой катодом является днище резервуара, а анодом-протекторы, представляющие собой металлические стержни (сплав магния, цинка и алюминия), имеющие более высокие отрицательный потенциал и электрохимический эквивалент, чем сталь резервуара.

 

Оборудование резервуаров

Оборудование резервуара снабжено устройствами, которые обеспечивают правильную эксплуатацию резервуаров. Эти устройства предназначены для: наполнения и опорожнения резервуара; замера уровня нефтепродукта; отбора проб нефтепродукта; зачистки и ремонта резервуара; подогрева нефтепродукта; отстоя нефтепродукта; удаления подтоварной воды; поддержания давления в хранилище в безопасных пределах (дыхательные и предохранительные клапана).

Оборудование резервуаров, в зависимости от свойств хранимых нефтепродуктов, подразделяется на две группы: оборудование для резервуаров со светлыми нефтепродуктами; оборудование резервуаров с темными нефтепродуктами и маслами

К основному оборудованию, устанавливаемому на резервуары можно отнести:

Световой люк. Световой люк устанавливается на крыше и предназначен для проветривания перед зачисткой и ремонтом.

Люк-лаз устанавливается на нижнем поясе резервуара и предназначен для входа обслуживающего персонала внутрь для зачистки, ремонта. Размер люка лаза определяется размерами самой большой неразборной деталью внутри резервуара.

Замерный люк служит для замера в резервуаре уровня нефтепродукта и подтоварной воды, а так же для отбора проб при помощи проботборника. Устанавливается на специальном патрубке, вваренного в крышку резервуара.

Приемо-раздаточные патрубки предназначаются для присоединения к ним приемных и раздаточных трубопроводов снаружи резервуаров и хлопушки или шарнира подъемной трубы внутри резервуара. Устанавливаются на нижнем поясе вертикальных резервуаров. Наиболее часто устанавливают 2 приемо-раздаточных патрубка.

Хлопушка предназначена для предотвращения утечек нефтепродуктов из резервуаров при неисправных задвижках. Представляет собой чугунный патрубок с наклонным срезом и плотно прилегающей к нему крышкой. При наполнении резервуара струя нефтепродукта силой давления приподнимает крышку хлопушки. При остановке перекачки крышка под собственным весом опускается на место, закрывая трубу. Устанавливается на нижнем поясе резервуара. Хлопушка снабжена механизмом открывания.

Перепускное устройство. Чтобы облегчить открывание хлопушки, применяется перепускное устройство, позволяющее уравнивать давление нефтепродукта с обоих сторон крышки хлопушки путем перепуска его из резервуара в приемо-раздаточный патрубок.

Дыхательный клапан. Предназначен для стравливания паров нефтепродуктов когда в емкости создается предельное допустимое давление или вакуум в результате изменения температуры, а также при наполнении и опорожнении резервуара. В остальное время дыхательный клапан закрыт. Представляет собой литую коробку, в которой размещены два клапана. Первый клапан открывается при повышении давления в газовом пространстве над поверхностью нефтепродукта. Второй клапан открывается при разряжении и дает возможность воздуху поступать в резервуар.

Гидравлический предохранительный клапан. Предназначен для ограничения величины избыточного давления или вакуума в случае отказа в работе дыхательного клапана, а также, если сечение дыхательного клапана окажется недостаточным для быстрого пропуска газа или воздуха. Гидравлические предохранительные клапана рассчитаны на несколько большее давление, чем дыхательные. Устанавливается в комплексе с огневым предохранителем. В кольцевое пространство заливается соляровый дистиллят с температурой застывания менее минус 200С. При повышении давления масло из полости А выдавливается в полость В. Это перемещение будет происходить пока уровень масла не опуститься до нижней кромки внутренней перегородки. Как только это произойдет паро-воздушная смесь начнет побулькивать через более тонкий слой масла в полость В и выходить наружу. Как только давление паро-воздушной смеси в резервуаре упадет, масло из полости В снова перейдет в полость А и снова создаться гидрозатвор. При образовании вакуума масло из полости В начнет вытесняться в полость А, соответственно воздух снаружи будет проходить в резервуар. Глубина погружения перегородки в масло зависит от перепада давлений в резервуаре, соответственно от типа хранимой жидкости.

Огневой предохранитель предназначен для предохранения газового пространства резервуара от проникновения в него пламени через дыхательный или предохранительные клапаны. Состоит из литого корпуса с фланцами и помещаемой внутри спиральной ленточной кассеты, которая образует проходные каналы треугольной формы или пакеты металлических пластин. Пламя попадая в огневой предохранитель проходит систему каналов малого сечения и дробиться на отдельные малые потоки; поверхность соприкосновения пламени высокая, возрастает отдача тепла стенкам каналов и пламя затухает.

Вентиляционный патрубок. Устанавливается на резервуары, где хранятся темные нефтепродукты или масло. Он предназначен для сообщения газового пространства с атмосферой. Обертываются сеткой диаметром ячеек 0.25-0.35 мм. Закрывается сверху съемным колпаком. Выбираются в зависимости от приемо-раздаточных патрубков.

 
 
 


Рис. 32. Стандартное оборудование: а-замерный люк; б-хлопушка; в-управление хлопушкой и перепускное устройство; г-гидравлический предохранительный клапан; д-вентиляционный патрубок.

Сифонный кран. Предназначен для спуска подтоварной воды.

Приемо-раздаточное устройство (ПРУ). Применяется вместо хлопушек в заглубленных железо-бетонных резервуарах.

Подъемная труба. Предназначена для отбора нефтепродуктов с требуемой высоты. В основном устанавливается 1-2 штуки.

Приборы для замера уровня. Подразделяются на местные и дистанционные. Местный указатель уровня состоит: из отсчетного механизма, устанавливаемого на резервуаре; гидрозатвора; поплавка. Из дистанционных наиболее часто применяют радиоактивные, основанные на b и g излучении.

 

 

Рис. 33. Дыхательный клапан: а-стандартный; для каплевидных резервуаров

 

Рис. 34. Огневой предохранитель

Газоотделитель. Используетсядля отделения газа и воздуха от светлых нефтепродуктов.

Стандартное оборудование для металлических резервуаров представлено на рисунках 35-36

Рис. 35. Газоотделитель

 

Пробоотборники. Подразделяются на переносные (рис.36) и стационарные (рис.34). Стационарные устанавливаются в резервуаре и позволяют отбирать пробы нефтепродуктов с различных уровней. Используются полуавтоматические пневматические стационарные пробоотборники типа ПРС

Рис. 36. Пробоотборник переносной


Рис. 37. Пробоотборник стационарный типа ПСР

Подъёмная труба. В резервуарах для хранения темных нефтепродуктов и масел хлопушки ставят на приемных трубопроводах, на отпускных же трубопроводах устанавливают подъемные трубы (рис.38), позволяющие забирать нефтепродукты из верхних слоев резервуара, где они имеют наибольшую температуру и наиболее чисты, так как грязь и вода, оседая под влиянием силы тяжести, находятся в нижних слоях. Подъемная труба, поднятая выше уровня нефтепродукта, предохраняет резервуар от утечек при повреждении отпускного трубопровода или резервуарной задвижки, выполняя функции хлопушки. .


 

Рис. 38. Подъемная труба, где а-схема установки, в которой: 1-подъемная труба; 2-шарнир; 3-приемно-раздаточный патрубок; 4-nеpenycкнoe устройство; 5-трос; 6-роликовые блоки, 7-лебедка для труб подъемной трубы; б-шарнир подъемной трубы: 1-угольник; 2-стяжной болт, 3-опоры шарнира, 4-подъемная труба, 5-уплотняющие выточки.

 


Подъемные трубы поднимаются тросами с помощью лебедок. Для облегчения подъема их изготовляют из тонкого железа. Подъемную трубу можно поднимать только до определенного предела. Когда труба составляет с горизонтальной плоскостью угол, больший 70—75°, она входит в угол трения и под собственным весом опуститься в нижнее положение не может; поэтому длина подъемной трубы 1 (рис.35) делается больше высоты резервуара, а именно конец подъемной трубы срезается под углом 30° в целях увеличения входного сечения в трубу и, следовательно, для уменьшения входной скорости подтекания нефтепродуктов. Это особенно необходимо, когда нефтепродукта в резервуаре мало и его приходится отбирать из слоев, непосредственно прилегающих к водяной подушке. В этих случаях при больших скоростях подхода нефтепродукта к входному сечению подъемной трубы вода может быть засосана вместе с нефтепродуктом. Иногда подъемные трубы снабжают в верхней части поплавками, которые поддерживают их все время на небольшой глубине под уровнем нефтепродукта.

Колпак-гаситель. Колпак-гаситель ставят на дне резервуара в том месте, куда опускается срезанный конец подъемной трубы при ее наинизшем положении. Колпак-гаситель еще более понижает («гасит») скорость подхода нефтепродукта к отверстию подъемной трубы и этим предупреждает засасывание воды с нефтепродуктом. Верхняя плоскость колпака-гасителя должна на 5-10 см возвышаться над уровнем водяной подушки. Диаметр колпака 1.5-2.0 м.

Внутренние подогреватели. Резервуары, предназначенные для хранения вязких нефтепродуктов, оборудуют внутренними подогревателями. В последние годы получили широкое распространение секционные подогреватели (рис. 39). Преимущество многосекционных подогревателей - возможность включать в работу не все секции. Небольшая длина секций обеспечивает более полный спуск конденсата, что особо важно в зимнее время. При обслуживании небольших резервуаров и хранении маловязких нефтепродуктов применяют местный подогреватель (рис. 40) с поверхностью нагрева не более 5м2. Нормами технологического проектирования для подогрева нефтепродуктов в вертикальных резервуарах предусмотрено применение насыщенного водяного пара и горячей воды.

Рис. 39. Местный подогреватель, где на рисунке 1-подогреватель; 2-подъемная труба; 3-резервуар.

Рис. 40. Секционный подогреватель, где на рисунке 1-карман для замера температуры конденсата; 2-коллектор распределительный; 3-подогревательный элемент ПЭ; 4,8,9-стойки; 5-конденсатопровод; 6-ось подъемной трубы; 7-нагревательные секции.

Указатель уровня это специальное устройство, предназначенное для измерения уровня нефтепродуктов. Указатель уровня состоит из трех узлов: показывающего прибора с отсчитывающим механизмом (рис.41), пружинным двигателем постоянного момента и механизмом проверки зацепления мерной лепты, смонтированными в едином алюминиевом корпусе; гидрозатвора с угловыми роликами и защитными трубами; поплавка с направляющими тягами и натяжным устройством. Принцип работы прибора основан на следящем действии поплавка, находящегося на поверхности жидкости и перемещающегося вместе с ней (рис.39). Поплавок 10, подвешенный на перфорированной мерной ленте 9, при своем движении скользит вдоль направляющих струн 8, жестко закрепленных на дне емкости и натянутых при помощи специальных устройств 7, которые установлены на крышке выходного патрубка. Лента по роликам 6 проходит через гидрозатвор 5 и вступает в зацепление с мерным шкивом 4. Перемещение шкива передается на счетчик, показания которого соответствуют уровню нефтепродукта в резервуаре. Натяжение мерной ленты обеспечивается пружинным двигателем постоянного момента, принцип действия которого следующий: стальная закаленная лента 2, навитая специальным способом, одним концом прикреплена к барабану 1, а другим свободно охватывает ось барабана 3, создавая момент постоянной величины в направлении, показанном стрелкой. Когда поплавок находится в верхнем положении, мерная лента намотана на барабан 1, а лента пружинного двигателя — на барабан 8. При понижении уровня жидкости масса поплавка преодолевает момент трения в системе и момент, создаваемый пружинным двигателем. Поплавок начинает перемещаться вниз, мерная лента вращает барабан 1 и перематывает пружинную ленту двигателя постоянного момента с барабана 8 на барабан 1, накапливая тем самым энергию. При повышении уровня жидкости масса поплавка компенсируется выталкивающей силой жидкости, пружинный двигатель преодолевает момент трения в системе и наматывает освободившуюся мерную ленту на барабан 1 за счет энергии, накопленной при понижении уровня.

 

Рис. 41.Указатель уровня Рис. 42. Отсчетное устройство

 

Транспорт нефтепродуктов

 

Транспортировка нефтепродуктов осуществляется следящими видами транспорта: железнодорожным; водным; автомобильным, воздушным и трубопроводным.

Железнодорожные перевозки получили наибольшее распространение, так как подавляющее большинство распределительных нефтебаз находятся на железнодорожных магистралях. Перевозка нефтепродуктов по железной дороге осуществляется вагонами-цистернами (рис.43), которые формируются в поезда, называемыми наливными маршрутами. Незначительная часть нефтепродуктов осуществляется в таре в товарных вагонах. Грузоподъемность вагонов-цистерн измеряется весом вмещаемой воды. Применяются цистерны грузоподъемностью 25, 50. 60 и 90 тонн. Наиболее распространены вагоны-цистерны грузоподъемностью 50 и 60 тонн. По количеству осей вагоны-цистерны делятся на двухосные, четырехосные и шестиосные. Во избежание разрушения путей допускается нагрузка от оси не более 20.5 тонн. Для сокращения простоя цистерн под сливом и упрощения процесса слива большинство современных железнодорожных цистерн оборудованы универсальными сливными приборами. На рис. 43 представлен сливной прибор, состоящий из корпуса 3, клапана 5 с уплотнительным резиновым кольцом 4, направляющей стойкой 6, кронштейна 7, штанги 8, крышки 12, прижимного винта 10, скобы 9, валиков 1, паровой рубашки 2, патрубка для отвода пара 15 и патрубка для отвода конденсата 14. Направляющие 11 служат для центрирования клапана относительно седла при закрывании сливного прибора.

Кронштейн 7 предназначен для удержания верха штанги 8 и центрирования ее с осью

сливного прибора. Крышка 12

 


находится в нижней части сливного прибора и служит для дополнительной герметизации клапана. Она укреплена на скобе 9, а для плотного прилегания к торцу патрубка сливного прибора снабжена резиновым кольцом 18. В закрытом состоянии крышка 12 удерживается при помощи скобы 9 и прижимного винта 10. Скоба 9 при помощи валиков 1 шарнирно закреплена в выступах, приваренных к корпусу 3. В открытом состоянии крышка 12 отводится и удерживается крючком. Паровая рубашка 2 приварена к корпусу 3.

Для предотвращения возникновения в стенках котла вагона-цистерны больших напряжений от избыточного давления или вакуума на цистерне устанавливается предохранительный клапан (рис.44), который состоит из впускного клапана, рассчитанного на вакуум 0.2МПа, и клапана избыточного давления, рассчитанного на 0.15 МПа.

Имеются специальные вагоны-цистерны (котлы) для перевозки и застывающих нефтепродуктов (масел, парафинистых нефтепродуктов) двустенные с устройством для подогрева. Эти цистерны (котлы) с внешним паровым обогревом отличаются от обычных тем, что нижняя половина котла этой цистерны оборудована паровой рубашкой. Пар для разогрева нефтепродуктов перед сливом подается через штуцер паровой рубашки универсального сливного прибора, а конденсат выпускается через два патрубка, находящихся на концах паровой рубашки котла. Внедрение таких цистерн значительно облегчает слив высоковязких нефтепродуктов, сокращает время простоя, а также расход энергии и рабочей силы. Однако существенным недостатком этих цистерн-увеличение веса тары на 0.8-1.2 тонны. В настоящее время для снижения затрат, потерь при проведении сливо-наливных операций при перевозке смазочных масел или консистентных смазок применяются цистерны-контейнеры, устанавливаемые на жележнодорожные платформы. По прибытии к месту назначения они перегружаются с железнодорожной платформы на автомашину. Эти контейнеры изготавливаются с рубашкой для подогрева. Слив нефтепродуктов из вагонов-цистерн осуществляется через верхние люки (верхний слив) или через нижние сливные приборы (нижний слив). Для перевозки светлых нефтепродуктов на вагонах-цистернах устанавливаются пружинные предохранительные клапана, отрегулированные на избыточное давление 1.5 атм. Для перевозки горячих высоковязких нефтепродуктов применяются цистерны-термосы. Котел этой цистерны покрыт трехслойной теплоизоляцией (первый слой-смесь 30% асбестита и 70% инфузорной земли; второй слой-мешковина, пропитанная жидким стеклом и укрепленная металлической сеткой; третий слой-шевелин толщиной 100 мм). Снаружи изоляция покрыта кожухом из кровельного железа. Внутри котла имеется стационарный трубчатый подогреватель. Трубы подогревателя уложены с уклоном для стока конденсата. Сливной прибор снабжен паровой рубашкой. Для перевозки битумов используются бункерные полувагоны, которые состоят из вагонной рамы, на которой на опорах установлены четыре бункера. Сверху бункер закрывается створчатой крышкой. Бункеры имеют двойные стенки (паровые рубашки), служащие для подплавления битума перед выгрузкой. Вследствие смещения центра тяжести заполненного бункера выше опорных точек при освобождении захватов он легко опрокидывается, и битум в виде глыбы вываливается на разгрузочную площадку. После выгрузки бункер легко возвращается в вертикальное (транспортное) положение, так как центр тяжести его после опорожнения смещается ниже точек опоры. Грузоподъемность бункерного полувагона составляет 40 тонн, а объем одного бункера-11.8м3. Разгрузка жидких нефтепродуктов из вагонов-цистерн осуществляется с применением сливо-наливных эстакад (рис.45-46), которые устанавливаются на железнодорожных путях на территории нефтебазы (железнодорожные тупики). Нефтегрузовые операции на эстакадах могут производиться одновременно с маршрутом, группой или одиночными вагонами-цистернами. При маршрутной подаче цистерн длина одной эстакады должна быть не менее половины длины маршрута (эстакады двухсторонние).

 


Рис. 45. Вагоны-цистерны грузоподъемностью а-60; б-90 тонн.


Рис. 46. Сливо-наливная эстакада для разгрузки вагонов-цистерн на один сливо-наливной фронт, установленная на железнодорожном тупике.

 

Рис. 47. Наливная железнодорожная эстакада для светлых нефтепродуктов (НС).

Железнодорожные нефтепродуктовые тупики располагаются в наиболее высоком (при разгрузке) или низком (при погрузке) участке территории нефтебазы. Железнодорожные пути на территории нефтебазы прямолинейны и строго горизонтальны во избежание самопроизвольного движения маршрутов при погрузке или разгрузке. Пути железнодорожных тупиков для разгрузки вагонов-цистерн подразделяются на:

  • рабочие пути, на которых устанавливаются вагоны для погрузки и разгрузки нефтепродуктов;
  • маневровые пути;
  • обгонные и сквозные - для вывода составов при пожаре или занятости других путей;
  • пути обслуживающие разгрузочные площадки и тарные склады.

Схемы железнодорожных путей подразделяются на один, два и три сливо-наливных фронта (рис.48) и зависят от грузооборота нефтебазы, ассортимента нефтепродуктов,

 

Рис. 48. Схема железнодорожных путей нефтебазы на: схема 1-один; схема 2-два; схема 3-три сливо-наливных фронта.

Для верхнего слива и налива нефтепродуктов в одиночные вагоны-цистерны используется типовой стояк, изображенный на рис.49. Для нижнего слива маловязких нефтепродуктов (бензина, керосина, дизельного топлива и др.) разработаны различные конструкции сливных устройств. На рис. 50 представлена одна из конструкций УНС (устройство нижнего слива), состоящая из неподвижного патрубка 1 для присоединения к сливному коллектору, отвода 2, шарнирно сочлененного трубопровода 3 и соединительной головки 4. Последняя подключается к патрубку сливного прибора цистерны при помощи захватов. Легкость горизонтального перемещения отдельных звеньев устройства достигается установкой между фланцами шарниров с шариковыми подшипниками.

Рис. 49. Типовой железнодо-рожный стояк для слива и налива нефтепродуктов. Рис. 50. Устройство для нижнего слива нефтепродуктов из железнодо-рожной цистерны

 

Слив нефтепродуктов (рис. 50) из вагонов-цистерн осуществляются по следующим схемам: слив при помощи насосов; самотечный слив сифоном; открытый самотечный слив; слив под давлением; закрытый самотечный слив.

Откачка нефтепродуктов насосами применяется как при верхнем сливе, так и нижнем. Верхний слив осуществляется вакуум-насосами для создания разряжения во всасывающей линии и эжекторными насосами.

При расположении резервуара на более низкой отметке по отношению к вагону цистерне используется сифон, который использует периодическое включение вакуум-насоса. Основной недостаток низкий напор слива.

Открытый самотечный слив используется для откачки нефтепродуктов с температурой вспышки не ниже 620С.

Слив под давлением используется для ускоренного слива, когда над поверхностью нефтепродукта создается избыточное давление путем подачи сжатого воздуха, инертного газа или пара. Паром допускается осуществлять слив только мазутов. Для упрощения нижнего слива используется межрельсовый желоб.

Верхний слив имеет ряд недостатков, наиболее важными из которых являются: скопления паров в верхней точки слива; значительны

Последнее изменение этой страницы: 2017-09-14

lectmania.ru. Все права принадлежат авторам данных материалов. В случае нарушения авторского права напишите нам сюда...