2482

Время сливо-наливных операций регламентируется «Правилами перевозок жидких грузов наливом в вагонах-цистернах и бункерных полувагонах». В немеханизированных пунктах налив независимо от рода нефтепродуктов проводят для всей одновременно поданной партии цистерн. Для двухосных цистерн и бункерных полувагонов – 2 ч, четырехосных (и более) цистерн и бункерных полувагонов – 3 ч. Слив, независимо от рода нефтепродуктов, проводят для всей поданной партии цистерн: из двухосных цистерн – 2 ч, четырехосных (и более) цистерн – 4 ч.

В механизированных пунктах время налива, независимо от рода нефтепродукта и грузоподъемности цистерн и бункерных полувагонов, составляет 2 ч, слив из двухосных цистерн и бункерных полувагонов – 1 ч 15 мин, из четырехосных (и более) цистерн и бункерных полувагонов – 2 ч.

На нефтебазах при маршрутном сливе-наливе нефтепродукта количество сливо-наливных устройств выбирается в зависимости от расчетного количества наливных маршрутов по таблице 10.13.

Таблица 10.13

Рекомендуемое количество сливо-наливных устройств

При операциях с высоковязкими нефтепродуктами в величину тэ входит время, требуемое для их разогрева.

В зависимости от выполняемых операций железнодорожные эстакады делятся на наливные (НС) (табл. 10.14) и комбинированные (КС) (табл. 10.15) – сливные и наливные.

Длина железнодорожной эстакады рассчитывается как сумма длин цистерн одного вида плюс 30 м на тупик для расцепки (в целях пожаробезопасности):

где аi – количество цистерн одного типа; li – длина цистерны.

181

Таблица 10.14

Основные данные эстакад для налива в железнодорожные цистерны

Характеристика железнодорожных цистерн дана в таблице10.16.

Таблица 10.16

Техническая характеристика железнодорожных цистерн

182

При перевозке нефтепродуктов водным транспортом число причалов определяют по формуле

где i – суммарное время пребывания судна у причала; Gгод – количество за-

возимых (вывозимых) нефтегрузов за навигационный период нав ; Кн – коэф-

фициент неравномерности завоза (вывоза), изменяющийся в зависимости от условий судоходства в пределах 1,2 – 2; qc – средний тоннаж нефтеналивных судов.

Суммарное время пребывания судна у причала включает в себя время, затрачиваемое на следующие операции:

–подготовительные операции (подход, швартовка, соединение с береговыми трубопроводами): 1 = 0,5 – 2 ч;

–выгрузка (загрузка) нефтепродукта:

где К – коэффициент, показывающий, какая часть наливного груза откачивается грузовыми насосами (для маловязких нефтепродуктов K = 0,25 – 0,97, для вязких K = 0,92 – 0,95); qн – производительность насосной установки;

– зачистка судна от остатков при выгрузке:

где q3 – подача зачистных насосов;

– подогрев вязких нефтепродуктов перед выгрузкой, время 4 задается или выбирается в каждом конкретном случае;

– разъединение трубопроводов и расчалка 5 = 0,5 – 1 ч.

Данные о нефтеналивных речных судах приведены в таблице 10.17 [53]. При поставках нефтепродуктов автомобильным транспортом расчетное

количество наливных устройств, станций налива определяется для каждой марки (сорта) нефтепродуктов по формуле:

где Gсутi – среднее суточное потребление i-го нефтепродукта плотностью i ;

Кнв – коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов; qну – рас-

183

четная производительность наливных устройств, м3/ч; Ки – коэффициент использования наливных устройств, Ки = 0,7; рн – количество часов работы на-

ливных устройств в сутки.

Таблица 10.17

Основные показатели речных танкеров и нефтерудовозов

На рис. 10.9 показана конструкция сливного и наливного устройства для железнодорожных цистерн [59].

Рис. 10.9. Сливо-наливной стояк для верхнего и нижнего слива и налива нефтепродуктов: 1 – вентиль; 2 – поворотное устройство с сальниковой набивкой; 3 – опорная стойка; 4 – хомут; 5 – стопор-ограничитель; 6 – косынка; 7 – стояк; 8 – соединение шланга

со стояком; 9 – шланг (рукав); 10 – наконечник; 11 – установка нижнего слива; 12 – зачистной трубопровод

184

В цистерну при сливе продукта опускаются два рукава, рассчитанные на разную пропускную способность, что позволяет максимально выбрать остатки нефтепродукта. Кроме того, стояк дополнительно оборудован установкой нижнего слива, герметически соединенной со сливным прибором цистерны и коллектором. При этом имеется устройство, гарантирующее предотвращение пролива нефтепродукта как в процессе слива из цистерны, так и после слива или налива. При эксплуатации данного стояка (станка) приведенная схема может быть использована для слива и налива вязких нефтепродуктов с путевым подогревом.

Примеры расчетов

Пример 1. Определить количество сливо-наливных устройств и выбрать тип эстакады для приема 180 000 т дизельного топлива в год на нефтебазе, расположенной в сельском районе. Плотность дизтоплива принять равной 0,84 т/м3. Доставка топлива железнодорожным транспортом.

Решение:

1.Принимаем К1 = 1,1. По таблице 10.8 находим К2 = КНП = 1,7 [53].

2.Среднесуточный грузооборот топлива находим по формуле (10.31):

Gсут 180000 1,1 1,7 922 т/сут.

365

3. Полагая грузоподъемность маршрута равной Gм = 1170 т, находим расчетное число маршрутов по формуле (10.30):

922

Nм 1170 0,78 (1/сут).

4. Время занятия эстакады маршрутом в наихудшем случае (четырехосные цистерны модели 15-1500) составляет 3 часа. Поэтому необходимое число эстакад по формуле (10.33)

Э 1 3 0,125 . 24

Число эстакад принимаем равным 1.

5. Так как 0,35 < 0,78 < 1, то в соответствии с таблицей 10.13 количество сливо-наливных устройств должно обеспечивать одновременный слив 1/3 маршрута (модель цистерн 15-150 объемом 156 м3, табл. 10.16). Количество устройств (станков) для слива и налива нефтепродукта:

185

6. Поскольку в сутки на нефтебазу поступает 922 т дизтоплива, что больше, чем 800 т, то эстакада должна быть двусторонней. По таблице 10.15 выбираем тип эстакады КС-2 (комбинированный). Для перевозки 922 т дизельного топлива необходимо 7 цистерн модели 15–150 объемом 156 м3.

Пример 2. Определить количество наливных устройств для подачи в автоцистерны 300 т/сут дизтоплива плотностью 850 кг/м3. Станция налива работает 8 часов в сутки.

Решение:

1.По таблице 10.8 находим величину коэффициента неравномерности потребления нефтепродуктов КНП = 1,1.

2.Полагая расчетную производительность наливных устройств равной 50 м3/ч, по формуле (10.38) находим их необходимое число [53]:

300 1,1

nн.у 0,85 50 0,7 8 1,39.

Округляя в большую сторону, принимаем два наливных устройства. Характеристики автомобильных цистерн представлены в таблице 10.18.

Таблица 10.18

Технические характеристики автомобилей-цистерн для транспортировки светлых нефтепродуктов

186

Контрольно-измерительное оборудование совершенствуется. В последних вариантах приборов используются автоматика, электроника, микропроцессорная техника. Длительность контроля сократилась, а качество и точность повысились.

На рис. 10.10 показан анализатор содержания серы в нефти и нефтепродуктах АСЭ-1. Содержание серы в нефтепродуктах определяется в соответствии с ГОСТ Р 51947-2002. Принцип действия прибора – энергодисперсионный анализ рентгеновской флуоресценции серы. Время измерения одного образца нефтепродукта до 1 мин.

Рис. 10.10. Анализатор содержания серы в нефтепродуктах АСЭ-1

На рис. 10.11 показан октанометр ПЭ-7300 с дополнительной программой определения цетанового числа в дизельных топливах. При помощи данного прибора за 1 – 2 мин определяют октановое число бензина моторным и исследовательским методами.

Рис. 10.11. Октанометр типа ПЭ-7300

Лаборатории нефтебаз, кроме указанных в таблице 10.19 приборов и оборудования, могут иметь вытяжные шкафы типа ШВ-2РА, столы титровальные и весовые, столы лабораторные, шкафы сушильные, термостаты, магнитные мешалки, электронные весы, хроматографы, приборы для автоматического измерения вязкости и плотности нефтепродуктов, набор колб, цилиндров, пробоотборников.

188

10.5.8. Молниезащита и автоматическое пожаротушение резервуарных парков

Всоответствии с назначением резервуарные парки нефтеперекачивающих станций и нефтебаз, согласно Правилам устройства электроустановок, относятся к зонам класса В – 1г, подлежат оборудованию устройствами молниезащиты не ниже II категории и должны быть защищены от прямых ударов молнии, ее вторичных проявлений и статического электричества [39, 56].

Защита от прямых ударов молнии резервуарных парков нефтеперекачивающих станций (НПС) и нефтебаз (НБ) должна выполняться отдельно стоящими стержневыми или тросовыми молниеотводами. Не допускается использование стержневых молниеотводов, установленных на крышах резервуаров.

Отдельно стоящие стержневые молниеотводы выполняются из стали любой марки сечением не менее 100 мм2 и длиной не менее 200 мм и защищаются от

коррозии оцинкованием или покраской.

Конструктивное исполнение устройств защиты от ударов молний определяется проектом.

Взону защиты молниеотвода резервуаров должны входить газоотводные и дыхательные трубы, дыхательные клапаны резервуаров и пространство над обрезом дыхательных труб, ограниченное полусферой с радиусом 5 м. Для вертикальных стальных резервуаров со стационарной крышей, с понтоном и плавающей крышей, а также для железобетонных резервуаров, расположенных в группах, зона защиты должна определяться границами обвалования.

Тросовые молниеприемники должны быть выполнены из стальных многопроволочных канатов сечением не менее 35 мм2.

При техническом обслуживании проверяется целостность и защищенность от коррозии доступных обзору частей комплексной системы защиты и контактов между ними. Особое внимание обращается на состояние мест соединения элементов заземляющего устройства.

При уменьшении сечения элементов заземляющих устройств (вследствие коррозии, надлома, оплавлений) больше чем на 30 % необходимо заменять их полностью либо заменять отдельные дефектные места.

Болтовые контактные соединения проверяются измерением переходного сопротивления (не более 0,05 Ом).

Устройства защиты от прямых ударов молнии, ее вторичных проявлений, защиты от статического электричества и заноса высокого потенциала должны быть испытаны, приняты и введены в эксплуатацию до начала заполнения резервуара нефтью.

На складах нефти и нефтепродуктов необходимо предусматривать пожаро-

тушение воздушно-механической пеной и водяное охлаждение резервуаров.

Основным средством тушения пожаров в резервуарах является пена средней и низкой кратности, подаваемая на поверхность горящей жидкости.

189

Обеспечение пожарной безопасности резервуарных парков в последние годы связывают с новой системой тушения пожаров, когда пену низкой кратности подают в основание резервуара, непосредственно в горящую жидкость.

Система подслойного пожаротушения пожаров в резервуарах – это совокупность специального оборудования, пенообразователя и технологии, позволяющая генерировать, транспортировать и вводить пену низкой кратности в слой горючего или подтоварную воду через проем в стенке резервуара через систему пенных насадок [56], что позволяет обеспечивать быстрое тушение пожара (рис. 10.12).

Рис. 10.12. Тушение пожара при помощи пены, автоматически подаваемой на поверхность горящего факела через нефтепродукт, находящийся в резервуаре

На рис. 10.13 показана система подслойного подвода пены к горящему факелу в резервуаре.

Рис. 10.13. Система подслойного тушения пожара в резервуаре:

1 – задвижка подачи пены в резервуар (показана в открытом состоянии); 2 – предохранительная мембрана; 3 – обратный клапан;

4 – высоконапорный пеногенератор

190