shammazov_ONGD

14.7.Сливоналивные устройства для железнодорожных цистерн

Слив железнодорожных цистерн производится через их горловину (верхний слив) или через сливной прибор, расположенный снизу цистерны (нижний слив). Заполнение же цистерн нефтепродуктом производится, как правило, только через горловину (верхний налив).

Возможные схемы налива нефтепродуктов в железнодорожные цис­ терны приведены на рис. 14.6.

Рис. 14.6. Возможные схемы налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны: а) открытой струей; б) закрытой струей; в) герметичный налив;

1—цистерна; 2—шланг; 3—наливной стояк; 4—коллектор; 5—телескопичес­ кая труба; 6—герметизирующая крышка; 7—линия отвода ПВС;

I—нефтепродукт; II—паровоздушная смесь

При наливе открытой струей (рис. 14.6 а) струя нефтепродукта соприкасается с атмосферным воздухом. Это приводит к повышенному испарению светлых нефтепродуктов и образованию зарядов статического электричества. И то и другое нежелательно. Поэтому налив открытой струей применяют ограниченно и только при операциях с темными нефтепродуктами.

Налив закрытой струей (рис. 14.6 б) осуществляется путем опускания шланга до нижней образующей цистерны. Поэтому струя нефтепродукта контактирует с воздухом только в начале налива. Соответственно, при наливе закрытой струей потери бензина, например, почти в 2 раза меньше, чем в предыдущем случае.

Герметичный налив цистерн (рис. 14.6 в) производится с помощью специальных автоматизированных систем налива (АСН). Их отличительной чертой является наличие герметизирующей крышки 6, телескопичес­

кой трубы 5 и линии 7 для отвода образующейся паровоздушной смеси (например, на установку отделения углеводородов от ПВС).

Применяемые на нефтебазах схемы слива нефтепродуктов приведены на рис. 14.7.

Рис. 14.7. Применяемые схемы слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн:

а) открытый самотечный слив; б) межрельсовый слив; в) закрытый

самотечный слив; г) сифонный самотечный слив; д) принудительный

нижний слив; е) принудительный верхний слив; 1—нижний сливной прибор; 2—переносной желоб; 3—центральный желоб;

4—трубопровод; 5—нулевой резервуар; 6—шарнирно-сочлененные трубы; 7—коллектор; 8—соединительный трубопровод; 9—сливной стояк; 10—насос; 11—приемный резервуар

Открытый самотечный слив (рис. 14.7 а) применяют при сливе низкоиспаряющихся нефтепродуктов из цистерн через нижние сливные приборы 1. Далее нефтепродукт по переносным желобам 2 поступает в центральный желоб 3, из которого по трубопроводу 4 стекает в расположенный ниже поверхности грунта приемный («нулевой») резервуар 5.

Частным случаем данной схемы является межрельсовый слив (рис. 14.7 б), когда центральный желоб располагается под сливаемыми цистернами и поэтому необходимости в переносных желобах нет.

Закрытый самотечный слив (рис. 14.7 в) отличается от открытого тем, что вместо переносных желобов к нижним сливным приборам присоединяются гибкие рукава или шарнирно-сочлененные трубы 6, а вмес­ то центрального желоба проложен трубопровод-коллектор 7. Эта схема может быть применена и для бензинов, т. к. потери от испарения в этом случае невелики.

Сифонный слив самотеком (рис. 14.7 г) производится через горловину цистерн. Он возможен только в том случае, когда приемный резервуар по отношению к сливаемой цистерне находится на более низкой отметке. Начало движения нефтепродукта обеспечивается созданием вакуума в стояке с помощью вакуум-насоса. Во избежание разрыва струи и, соответственно, срыва сифона давление в точке А не должно опускаться ниже давления упругости паров нефтепродукта.

Производительность сифонного слива самотеком невелика.

Принудительный нижний слив (рис. 14.7 д) производится насосом 10

через нижний сливной прибор цистерны.

Принудительный верхний слив (рис. 14.7 е) отличается от предыду-

щей схемы тем, что производится через горловину цистерны посредством сливного стояка 9. Начало слива обеспечивает вакуум-насос после чего включается насос 10, закачивающий нефтепродукт в резервуарный парк нефтебазы.

Кроме рассмотренных могут также применяться верхний слив бензинов с помощью эжекторов, слив вязких нефтепродуктов с подогревом или под давлением и другие.

Более предпочтительным является нижний слив нефтепродуктов. Верхний слив применяют реже и в тех случаях, когда нижний сливной прибор цистерн неисправен.

Устройства для железнодорожного слива и налива на нефтебазах рассчитывают на маршрутный, групповой и одиночный слив и налив ваго- нов-цистерн.

Количество устройств для слива и налива принимают исходя из суточного объема поступления и отгрузки нефтепродуктов по железной дороге. Если количество поступающих цистерн составляет более трех, то

Рис. 14.8. Двусторонняя комбинированная сливоналивная эстакада типа КС: 1—коллекторы для нефтепродуктов; 2—коллекторы зачистные; 3—штуцера для слива из поврежденных цистерн; 4—сливо-наливной стояк;

5—зачистной стояк; 6—гибкий шланг; 7—поворотная консоль

применяют одиночные устройства для слива и налива. При большем числе цистерн применяют односторонние или двусторонние эстакады.

Эстакадой (рис. 14.8) называют совокупность расположенных вдоль железнодорожного полотна с шагом 4…6 м сливоналивных устройств, соединенных общими коллекторами и площадкой для перемещения персонала. Эстакады изготавливают из несгораемых материалов с учетом габаритов железнодорожных цистерн. Сооружают эстакады в виде длинных галерей с эксплуатационными площадками, расположенными на высоте 3…3,5 м, считая от рельса, и снабжают для перехода на цистерны откидными подвижными мостиками, которые могут опускаться на котел цистерны. Ширина прохода на эстакаде—не менее 1 м. Лестницы для подъема на нее размещают, как правило, с торцов.

Для подогрева высоковязких нефтепродуктов в цистернах и трубопроводах эстакады оборудуют паропроводами или электроподогревателями.

Для предотвращения необоснованных задержек цистерн время их слива-налива нормируется. В зависимости от грузоподъемности цистерн, вида нефтепродукта и степени механизации работ нормативное время слива-налива железнодорожного маршрута составляет от 2 до 4 часов.

14.8. Нефтяные гавани, причалы и пирсы

Для налива и разгрузки нефтеналивных судов устраиваются специальные сооружения—нефтяные гавани, причалы и пирсы.

Нефтегаванью называется водная территория (акватория), укрытая от сильных течений, ледохода и ветров, имеющая достаточные для причаливания и маневрирования судов площадь и глубину. Современные неф­ тегавани проектируются трех типов (рис. 14.9): в виде узкого тупикового бассейна («ковша»), в виде выемки части берега или просто в виде огражденной акватории у берега. Чтобы уменьшить объем земляных работ, при сооружении нефтегаваней стараются использовать естественные укрытия в береговой полосе—бухты, заливы и речные затоны.

Рис 14.9. Схемы современных гаваней трех типов:

а) в виде тупикового бассейна; б) в виде выемки части берега; в) в виде огражденной акватории у берега;

—направления движения судна; 1—затвор; 2—боновые ограждения;

3—водное пространство; 4—акватория нефтегаваней

Для предотвращения растекания по воде нефтепродуктов, попавших на ее поверхность (вследствие аварии, пролива и т. п.), акватория нефтегаваней 4 отделяется от остального водного пространства 3 плавучими боновыми ограждениями 2 или затворами 1. Для пропуска судов боновые ограждения разводятся.

Для непосредственной швартовки нефтеналивных судов служат причалы и пирсы. Причалами называют сооружения, расположенные параллельно берегу, тогда как пирсы расположены перпендикулярно к нему или под некоторым углом. Пирс может иметь одну или несколько причальных линий. Количество причалов определяется расчетом, а их распо- ложение—местными условиями и противопожарными требованиями.

Простейшим типом соединения трубопроводов нефтебаз с нефтеналивными судами являются гибкие прорезиненные рукава (шланги). Они изготавливаются диаметром до 350 мм, длиной 4 м, на рабочее давление до 1 МПа. Недостатком прорезиненных рукавов является то, что при сливоналивных операциях довольно часты их разрывы, а это в свою очередь приводит к значительному розливу нефтепродуктов.

В настоящее время на смену системам с гибкими рукавами приходят стендеры—конструкция из шарнирно-сочлененных трубопроводов, концевая часть (соединитель) которой служит для соединения береговых коммуникаций с приемо-сливными патрубками трубопроводов на нефтеналивном судне. Диаметр стендеров достигает 500 мм, а рабочее давление в них—1,6 МПа. Стендеры более надежны, чем гибкие рукава, и обеспечивают большую производительность слива-налива.

14.9. Установки налива автомобильных цистерн

Для налива нефтепродуктов в автоцистерны применяют стоя­ ки различных типов. Они классифицируются:

•по способу подключения к цистерне (сверху или снизу);

•по способу налива (герметизированный или негерметизированный);

•по степени автоматизации процесса налива (автоматизированные или неавтоматизированные);

•по виду управления (с механизированным или ручным управлением).

Налив нефтепродуктов в автоцистерны может осуществляться как через горловину (верхний налив), так и через нижний патрубок автоцис­ терны (нижний налив).

При герметизированном наливе горловина автоцистерн закрывается специальной крышкой, в которую врезан патрубок, соединен-

ный со шлангом для отвода паровоздушной смеси либо в опорожняемые резервуары, либо на установку улавливания легких фракций (УЛФ). Негерметизированный налив целесообразно применять при отгрузке низколетучих нефтепродуктов.

Для предотвращения переливов автоцистерн применяются средства автоматизации. В этом случае наливные стояки оборудуют либо датчиками уровня, либо клапанами-дозаторами, позволяющими производить отпуск заданного количества нефтепродукта. Подобный контроль—обяза- тельное условие герметизированного налива бензинов.

Применяются наливные устройства одиночные и объединенные в группы, с ручным и автоматизированным управлением. Группа наливных устройств, управляемых из специального здания—операторной, об-

разует станцию налива.

Станция налива состоит из 4…12 наливных «островков», располагаемых под навесом. Каждый «островок» оборудуется одним или двумя наливными устройствами (стояками).

Принципиальная схема налива автомобильных цистерн выглядит следующим образом (рис. 14.10). Нефтепродукт забирается из резервуаров насосом 5, прокачивается через фильтр 4, клапан-дозатор 3, счетчик 2 и через стояк 1 поступает в автоцистерну.

Рис. 14.10. Принципиальная схема верхнего налива нефтепродуктов в автоцистерны: 1—наливной стояк; 2—счетчик; 3—клапан-дозатор; 4—фильтр; 5—насос

В качестве наливных устройств используются установки автоматизированного налива (АСН). На пунктах налива с незначительным грузооборотом применяются неавтоматизированные наливные стояки с ручным управлением.

14.10. Подземное хранение нефтепродуктов

Подземное хранение нефтепродуктов в горных выработках получило довольно широкое распространение в нашей стране и за рубежом. Достоинствами подземного хранения являются:

•небольшая занимаемая территория (исключается площадь самой большой зоны—зоны хранения);

•низкая пожаро- и взрывоопасность;

•меньшие капиталовложения, эксплуатационные расходы и металлоемкость по сравнению с наземными стальными резервуарами.

Различают следующие типы подземных хранилищ:

•хранилища в отложениях каменной соли, сооружаемые методом выщелачивания (размыва);

•хранилища в пластичных породах, сооружаемые методом глубинных взрывов;

•шахтные хранилища;

•льдогрунтовые хранилища.

Выбор типа хранилища определяется геологической характеристикой горных пород, климатическими условиями и их технико-экономичес­ кими показателями.

Хранилища в отложениях Подземные хранилища в отложениях ка- каменной соли менной соли — это наиболее распространенный вид подземных емкостей для хранения нефтепродуктов. Каменная соль (галит) имеет высокий предел

прочности и низкую проницаемость, что весьма благоприятно для создания в ее отложениях подземных емкостей.

Хранилища нефтепродуктов в отложениях каменной соли сооружаются методом размыва (рис. 14.11). Последовательность выполнения работ в этом случае такова. Сначала бурится скважина, вскрывающая верхнюю кровлю соляного пласта 4. В нее устанавливается обсадная труба 3.

Рис. 14.11. Схема сооружения подземной емкости в отложениях каменной соли: 1—рассолоотводящая труба; 2—водоподающая труба; 3—обсадная труба; 4—соляной пласт; 5—соляной раствор

Затем в трубу 3 до кровли будущего хранилища опускаются водоподающая труба 2 и рассолоотводящая труба 1.

Закачиваемая под давлением вода растворяет соль. Образующийся соляной раствор откачивается по трубе 1. Постепенно опуская трубы 1 и 2, доводят размер подземной емкости до необходимого.

При эксплуатации данной емкости трубу 1 опускают до ее нижней отметки, а трубу 2 поднимают до кровли будущего хранилища. Закачкувыкачку нефтепродуктов производят методом прямого вытеснения. При приеме нефтепродукта по трубе 2 соляной рассол по трубе 1 вытесняется в специальные емкости, расположенные на поверхности земли. При необходимости отпуска нефтепродукта его вытесняют из хранилища закачкой соляного рассола по трубе 1.

Хранилища, сооружаемые Данный тип хранилищ создается там, методом глубинных взрывов где отсутствуют отложения каменной соли достаточной мощности. Наиболее предпочтительно создание хранилищ в водоупорных глинах. В отличие

от кристаллических пород в результате внутреннего взрыва пластичные

Рис. 14.12. Схема последовательности работ при создании хранилищ методом глубинных взрывов:

а) бурение скважины на начальный размер; б) обсадка скважины (цементация затрубного пространства и бурение скважины на конечный размер); в) первый «прострел» скважины; д) взрыв основного заряда ВВ;

е) готовое подземное хранилище

породы под действием высокого давления, образующегося при взрыве, не разрушаются, а уплотняются и приобретают повышенную прочность и герметичность.

Последовательность создания хранилищ методом глубинных взрывов выглядит следующим образом (рис. 14.12). Сначала бурят скважину нужной глубины. Ее стенки укрепляют с помощью обсадных труб и цементируют. Затем двумя предварительными взрывами создают зарядную камеру, в которую помещают основной заряд взрывчатого вещества. Необходимая полость получается в результате основного взрыва.

Для того чтобы получить подземные резервуары емкостью 100, 200, 400, 500, 700, 1000 м3 необходима минимальная мощность горных пород соответственно 18, 23, 27, 30, 33 и 38 м, т. е. в 2…3 раза превышающая радиус шара равного объема.

Подземные резервуары, созданные методом глубинных взрывов, сохраняют свою устойчивость не более чем в течение пяти лет. Продлить срок их службы позволяет термическая обработка стенок, напоминающая обжиг кирпича. Процесс осуществляется в три этапа. Сначала из приконтурного массива в течение 48 ч при температуре 105…110 °С выпаривают