Размещение нефтебаз и проводимые на них операции

Содержание

1. Общие сведения о хранении нефти и нефтепродуктов. Классификация,

зоны и объекты нефтебаз…………………………………………………….3

2. Размещение нефтебаз и проводимые на них операции……………………7

3. Нормы технологического проектирования и технико-экономические

показатели нефтебаз…………………………………………………………9

4. Сливо-наливные раздаточные устройства для нефти и нефтепродуктов.

Устройства для слива и налива железнодорожных цистерн……………..11

5. Устройства для слива и налива нефтеналивных судов…………………...19

6. Розничный отпуск нефтепродуктов………………………………………..22

7. Автозаправочные станции……………………………………………….....27

8. Техника безопасности при сливно-наливных операциях………………...29

9. Резервуарные парки для хранения нефти и нефтепродуктов.

Классификация резервуаров для нефти и нефтепродуктов………………31

10. Стальные резервуары. Оснащение резервуаров…………………………..33

11. Перемешивание нефти в резервуарах и их очистка………………………51

12. Подогрев нефти и нефтепродуктов на нефтебазах. Назначение,

способы подогрева и теплоносители………………………………………60

13. Конструкции подогревателей………………………………………………61

14. Специальные методы подогрева…………………………………………...69

15. Борьба с потерями, замер и учет нефти и нефтепродуктов.

Классификация и причины потерь…………………………………………71

16. Потери от испарения при хранении……………………………………......72

17. Мероприятия по борьбе с потерями…………………………………….....75

18. Замер и учет нефти и нефтепродуктов. Калибровка емкостей………......80

19. Учет нефти и нефтепродуктов в емкостях…………………………….......82

20. Общие сведения о транспорте газа………………………………………...84

21. Железнодорожный транспорт сжиженных газов…………………………85

22. Водный транспорт сжиженных газов……………………………………...88

23. Автомобильный транспорт сжиженных газов…………………………….91

24. Трубопроводный транспорт сжиженных газов…………………………....94

25. Трубопроводный транспорт природного газа……………………………..96

26. Способы очистки и осушки газа…………………………………………....96

27. Борьба с гидратообразованием в газопроводах………………………….104

28. Одоризация газа……………………………………………………………107

29. Способы хранения природного газа. Методы покрытия неравно-мерностей потребления газа………………………………………………109

30. Хранилища природного газа. Газгольдеры………………………………111

31. Накопление газа в последнем участке магистрального газопровода…..115

32. Подземные хранилища…………………………………………………….116

33. Технико-экономические показатели хранилищ и области их

применения…………………………………………………………………119

34. Базы сжиженного газа. Назначение, классификация и размещение

баз сжиженного газа……………………………………………………….121

35. Технологические операции, проводимые на базах сжиженного газа….125

36. Хранилища кустовых баз и газораздаточных станций сжиженного

газа……………………………………………………………………….....128

37. Приемо-раздаточные устройства для сжиженного газа………………...133

38. Техника безопасности при эксплуатации сливно-наливных

устройств сжиженного газа……………………………………………….135

39. Коррозия трубопроводов и резервуаров и противокоррозионная

защита. Основы теории коррозии………………………………………..136

39. Виды электрохимической коррозии……………………………………...138

40. Методы определения коррозионных свойств почвы……………………140

41. Противокоррозионная изоляция……………………………………….....141

42. Электрозащита трубопроводов и резервуаров от почвенной

коррозии…………………………………………………………………….143

43. Очистка сточных вод на предприятиях транспорта и хранения

нефти, нефтепродуктов и газа. Характеристика сточных вод………….148

43. Нормативы по очистке сточных вод……………………………………...149

44. Способы очистки сточных вод……………………………………………151

45. Сооружения для очистки сточных вод…………………………………...153

46. Канализация резервуарных парков, эстакад и других объектов

нефтебаз и нефтегазопроводов……………………………………………156

47. Физические величины и их единицы……………………………………..157

48. Основные виды и характеристики измерений……………………….......157

49. Виды средств измерений…………………………………………………..158

50. Эталоны, образцовые и рабочие средства измерений……………….......158

51. Структура измерительных приборов……………………………………..159

52. Типы измерительных приборов………………………………………......161

53. Погрешность измерений………………………………………………......162

54. Метрологическая характеристика средств измерений………………….163

55. Градуировка и поверка измерительных приборов………………………164

56. Контрольно-измерительные приборы……………………………………164

57. Запорные устройства………………………………………………………179

 

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ХРАНЕНИИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

 

Классификация, зоны и объекты нефтебаз

 

Хранение нефти и нефтепродуктов осуществляется на нефтеба­зах и складах, которые по их назначению разделяются на две группы: к первой группе относятся нефтебазы, представляющие собой самостоятельные предприятия (например, нефтебазы системы нефтеснабжения); ко второй группе нефтебаз относятся склады, входящие в состав промышленных, транспортных и других предприятий. Нефтебазы первой группы предназначаются для хранения, перевалки и снабжения (распределения) нефтепродуктами потребителей про­мышленности, транспорта и сельского хозяйства. Нефтебазы второй группы представляют собой обычно небольшие складские хозяйства и предназначаются для хранения и снабжения нефтепродуктами цехов и других производственных участков данного предприятия или организации (например, хранилища заводов, фабрик, аэропор­тов, железнодорожных станций и т. п.).

Нефтебазы первой группы обычно находятся в ведении системы Главнефтеснаба; в ряде случаев такими базами располагают мини­стерства путей сообщения, морского и речного флота и другие ве­домства. Нефтебазы второй группы подчиняются непосредственно предприятиям, которые их обслуживают, и нефтепродукты, как правило, получают через перевалочные или распределительные нефте­базы первой группы. В зависимости от общего объема нефтебазы первой группы делятся на три категории независимо от характери­стики нефтепродуктов и типа резервуаров: I категория — общим объемом более 50 000 м³; II категория — общим объемом 10 000 — 50 000 м³; III категория — общим объемом до 10 000 м³. Одновре­менно с этим для нефтебаз, размещаемых на промышленных пред­приятиях, норма хранения ограничена и зависит от характера нефте­продукта и типа хранилища. Суммарный объем в резервуарах и зда­ниях (площадках) для хранения нефтепродуктов в таре на этих складах допускается в следующих количествах (в м³):

 

	В подземных хранилищах	В наземных хранилищах
Для легковоспламеняющихся нефтепродуктов
Для горючих нефтепродуктов		10 000

 

При совместном и смешанном хранении в наземных и подземных резервуарах и на площадках хранения нефтепродуктов в таре об­щий приведенный объем склада не должен превышать указанное количество, при этом приведенный объем определяется из расчета, что 1 м³ легковоспламеняющихся нефтепродуктов приравнивается к 5 м³ горючих и 1 м³ объема наземного хранения приравнивается к 2 м³ объема подземного хранения. К легковоспламеняющимся относятся нефтепродукты с температурой вспышки паров ниже 45° С, а к горючим — нефтепродукты с температурой вспышки паров выше 45° С.

По принципу оперативной деятельности нефтебазы подразде­ляются на перевалочные и распределительные. К перевалочным от­носятся нефтебазы, предназначенные для перегрузки (перевалки) нефти и нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой, являясь таким образом основными промежуточными звеньями между райо­нами производства и районами потребления нефти и нефтепродуктов. К таким нефтебазам относятся также нефтебазы экспортные перева­лочные и др. Перевалочные нефтебазы — это преимущественно крупные нефтебазы I категории; они могут осуществлять перевалку нефтепродуктов как для обеспечения примыкающих к ним районов, так и для поставки в другие районы страны. Распределительные нефтебазы предназначаются для отпуска нефтепродуктов потребите­лям непосредственно с нефтебазы или путем централизованной по­ставки. Эти нефтебазы в основном снабжают нефтепродуктами сравнительно небольшие районы, однако они наиболее многочислен­ны и через них осуществляется непосредственное снабжение нефте­продуктами всего народного хозяйства.

Нефтебазы располагаются в морских и речных портах, на железно­дорожных магистралях и на трассах магистральных нефтепродуктопроводов и в зависимости от этого называются, например, водными и железнодорожными или водно-железнодорожными. Морские или речные перевалочные водные нефтебазы осуществляют прием нефти и нефтепродуктов, поступающих по воде крупными партиями, для последующего распределения и отправки железнодорожным или трубопроводным транспортом потребителям и распределительным нефтебазам и, наоборот, для получения нефтепродуктов с железной дороги или с магистральных трубопроводов для налива судов. Же­лезнодорожные перевалочные нефтебазы и наливные станции, разме­щаемые на магистральных нефтепродуктопроводах, осуществляют соответственно прием нефтепродуктов с железной дороги или от трубопровода с последующей отгрузкой их распределительным неф­тебазам и непосредственно потребителям железнодорожным и вод­ным транспортом. Кроме указанных, имеются глубинные нефтебазы, которые сооружают для снабжения отдаленных районов при отсутст­вии железнодорожных, водных и трубопроводных коммуникаций. Доставка на них нефтепродуктов от питающих нефтебаз в этом слу­чае обычно производится автомобильным транспортом.

Нефтебазы и склады при нефтеперерабатывающих заводах назы­вают товарно-сырьевыми базами (резервуарными парками). Назначение сырьевых парков — принимать сырую нефть с железнодорож­ного, водного и трубопроводного транспорта для хранения необ­ходимого запаса нефти и подачи ее на завод для переработки. Товар­ные парки предназначаются для приема по трубопроводу готовых нефтепродуктов завода, хранения оперативного запаса и отправки всеми видами транспорта на перевалочные и распределительные нефтебазы.

Рис. 1.Схема разбивки генерального плана водно-железнодорожной нефте­базы:

1 — причал; 2 — железнодорожные пути для маршрутов; 3 — сливно-наливные эстакады-; 4 — нулевые резервуары; 5 — контора (насосная); 6 — узел задвижек; 7, 31 — лаборатории;. 8 — резервуарные парки; 9 — мерники; 10 — обвалование; 11, 15, 16, 18, 19, 25 — склады; 12 — автоколонки; 13 — автовесы; 14 — разливочная; 17 — разгрузочная площадка; 20 — котельная; 21, 22, 23 — механические мастерские; 24 — водонасосная; 26 — иловые пло­щадки; 27 — нефтеловушка; 28 — песколовка; 29 — административный корпус; 30 — кон­тора; 32 — электростанция; 33 — ВОХР; 34 — пожарное депо;

 

Территорию нефтебазы (рис. 1) обычно разбивают на следующие зоны с примерным размещением в них зданий и сооружений: / — зона железнодорожных нефтегрузовых опе­раций с размещением в ней железнодорожных сливно-наливных устройств, насосных, сливных резервуаров, тарных хранилищ, погрузочно-разгрузочных площадок, лабораторий, помещений для сливщиков и наливщиков и других объектов, связанных со сливно-наливными операциями; // — зона водных нефтегру­зовых операций с размещением в ней причалов, насосных и других объектов, связанных с операциями по сливу и наливу нефти и нефтепродуктов; /// — зона хранения для разме­щения резервуаров, газосборников, теплообменников, насосных; IV — зона оперативная, в которой отпускают нефте­продукты мелкими партиями в автоцистерны, контейнеры и бочки; в нее входят разливочные, расфасовочные, насосные, тарные храни­лища, площадки порожней тары, наливные колонки, погрузочные площадки, установки по затариванию, осветлению и регенерации отработанных масел; V — зона вспомогательных со­оружений, в которой размещают механические и сварочные мастерские, бондарные, пропарочные установки, площадки для хра­нения клепки, электростанции, трансформаторные подстанции, котельные, кузницы,

 

Рис. 2.Примерный генеральный план прирельсовой распределительной нефтебазы:

а — здания и сооружения наземные; б — подземные сооружения; в — обвалование; г — железнодорожный тупик; д — сплошной забор высотой 2,5 м; 1 — резервуары для проти­вопожарного запаса воды; 2 — сливной фронт для светлых нефтепродуктов; 3 — сливной фронт для темных нефтепродуктов и масел; 4 — разгрузочная платформа; 5 — площадка для топлива; 6 — продуктовая насосная; 7 — склад тарного хранения (на 150 бочек); 8 — пло­щадка для клепки; 9 — площадка для золы; 10 — сторожевые грибы; 11 — площадка для грязных бочек; 12 — площадка для выпарки бочек; 13 — площадка для стоянки транспорта; 14 — разливочная на 10—12 кранов; 15 — блок, включающий механическую мастерскую, гараж на одну машину, котельную, бондарную, пожарный пост, обмывочный пункт, мате­риальный склад; 16 — автоналивные стояки для светлых нефтепродуктов; 17 — контора и лаборатория для проведения анализов; 18 — нефтеловушка; 19 — песколовка. Резервуары: I — для светлых нефтепродуктов; II — для керосина; III — для дизельного топлива; IV — для моторного топлива; V — для масел; VI — для этилированного бензина;

 

склады материалов и топлива, диспетчерские пункты, а также лаборатории и конторы грузовых операций, обслу­живающие сливно-наливные причалы; VI — зона админи­стративно-хозяйственных зданий и соору­жений для контор, проходных, гаражей и здания охраны; VII — зона очистных сооружений с комплексом сооружений для сбора и очистки производственных и ливневых вод (песко- и нефтеловушки, иловые площадки и др.).

Для сообщения между зонами и прилегающими районами на тер­ритории нефтебазы устраивают автогужевые дороги, пожарные проезды и выезды на дороги общего пользования или на тупиковые подъезды к нефтебазе. Площадки расположения производственных и вспомогательных объектов ограждают, причем жилые дома, обще­жития и общественные здания (клубы, столовые, амбулатории, пра­чечные и другие) размещают за ограждением нефтебазы. Зоны и со­оружения размещают с учетом максимального сокращения протя­женности дорог, трубопроводных технологических коммуникаций, водопроводных, канализационных сетей, линий электропередач и т. д. На рис. 2 показана планировка распределительной железно­дорожной нефтебазы с минимальными расстояниями между сооруже­ниями (принимаемыми по действующим нормам проектирования) и разбивкой резервуаров по сортам нефтепродуктов. В целом ра­циональное планировочное решение нефтебаз должно обеспечивать удобства в эксплуатации, минимальные капитальные затраты, по­точность транспорта, максимальную пожарную безопасность и со­блюдение санитарных требований.

Одна из основных производственных характеристик нефтебаз — грузооборот, т. е. количество принятых и отпущенных нефтяных грузов (нефти и нефтепродуктов). Грузооборот нефтебазы устанавли­вают в зависимости от ее основного назначения. Величину грузо­оборота нефтебаз определяют: для перевалочных нефтебаз — на ос­нове общих схем нефтяных грузопотоков, разрабатываемых с учетом производственных и других связей между районами и крупными потребителями; для распределительных нефтебаз — на основе по­требности в нефтепродуктах тяготеющих к ним районов с учетом бо-_глее рационального соотношения между снабжением потребителей через нефтебазы и транзитом (минуя нефтебазы), т. е. доставкой нефтепродуктов с мест производства непосредственно в емкости по­требителя.

 

Автозаправочные станции

Автозаправочные станции (АЗС) предназначены для обслужива­ния и заправки автомобилей, автотракторной, сельскохозяйственной техники и других машин с двигателями внутреннего сгорания то­пливом, смазочными маслами, водой и воздухом. Современные крупные АЗС наряду с общим обслуживанием обеспечивают смену смазки и мойку автомашин. В зависимости от назначения и место­расположения автозаправочные станции подразделяются на город­ские, дорожные, парковые, сельские, при нефтебазах, передвижные и заправочные станции для катеров и моторных лодок. Городские АЗС располагают на городских магистралях, площадях и в районах крупных автобаз и стоянок автотранспорта. Сельские размещают обычно в районных центрах, а дорожные — на основных автомагист­ралях. Передвижные заправочные станции временно размещают на автомобильных дорогах, в местах скопления автомобилей, на строи­тельных площадках, в полевых станах, на туристских маршрутах, в пригородах и т. д. Катера и моторные лодки заправляют как пере­движные автозаправочные станции, так и плавучие, оборудованные на катерах.

Современная автозаправочная станция представляет собой обслу­живающее здание (состоящее из помещения заправщика, торгового зала, маслораздаточной, насосной и других) с автозаправочными островками под навесами и островка с подземными горизонтальными резервуарами объемом 5—50 м³ для хранения топлива. В этих ре­зервуарах обычно хранят два—четыре сорта бензина, один сорт ди­зельного топлива и два сорта масла. Часть масел и смазок хранят в мелкой расфасовке. На АЗС общий объем резервуаров распреде­ляется примерно следующим образом: 70—80% под бензин, 15—25% под дизельное топливо и 5—8% под масло. Общий объем резервуаров на АЗС, расположенных в населенных пунктах, принимают не более 250 м³ и объем одного резервуара не более 50 м³. Колонки распола­гают с учетом двухсторонней заправки и удобного подъезда автомо­билей к колонкам и выезда их после заправки с территории АЗС.

Автозаправочные станции сооружают по типовым проектам на 200, 500, 750 и 1000 заправок в сутки. Общее количество топлива на АЗС определяют, исходя из расчета средней величины заправки — 50 л топлива и 2 л масла на один автомобиль, а число топливораздаточных колонок — из условия обслуживания 15 автомобилей в час при коэффициенте использования колонок 0,6. Колонки оборудуются ручным или электрическим приводом, но чаще двойным, т. е. элек­трическим и в качестве резервного - ручным. Большинство колонок имеет счетное устройство, обеспечивающее дистанционную задачу дозы отпускаемого топлива, при этом имеется возможность с пульта управления, находящегося в помещении заправщика, производить сброс стрелок счетного устройства в нулевое положение, что довольно удобно в эксплуатации. По окончании отпуска заданной дозы то­плива пульт автоматически выключает электродвигатель колонки (рис. 15, а, б).

Колонки в зависимости от привода насоса и способа управления подразделяются на следующие типы: КР — колонка с ручным приводом; КЭР — колонка с электроприводом и с управлением от местного задающего устройства; КЭД — колонка с электроприводом и с управлением от дистанционного устройства; КЭК — колонка с электроприводом и с комбинирован­ным управлением (с управлением от задающего устройства и мест­ным ручным управлением).

Колонки изготовляют одинарными или двойными с номинальной производительностью 25—250 л/мин. Для заправки автомашины маслом применяют маслораздаточные колонки, которые в комплекте с маслонасосной установкой устанавливают преимущественно в ота­пливаемом помещении во избежание застывания масла в трубопро­воде в зимнее время.

 

Рис. 15.Стационарная колонка ТК-40:

а - общий вид; б — вид со снятой крышкой: 1 — выключатель;

2 — передняя дверь; 3 — фундамент; 4 — роторно-шиберный насос;

5 — фильтр; 6 — электродвигатель; 7 — газо­отделитель; 8 — рукав раздаточный; 9 — поплавковая камера; 10 — счетчик жидкости, 11 — клапан обратный верхний; 12 — ручка сброса; 13 — раздаточный кран; 14 — счетный механизм; 15 — стрелка указателя разового отпуска; 16 — корпус колонки;

17 — указатель суммарного учета; 18 — индикатор; 19 — пломба;

20 — муфта для рукоятки ручного при­вода;

 

Для заправки воды в радиаторы автомашин и накачки шин воздухом на заправочных станциях устанавливают водо-воздухораздаточное оборудование в виде барабанов с самонаматывающимися шлангами, которые присоединены к водопроводу и к компрессорной установке.

Передвижные автозаправочные станции (ПАЗС) размещаются на шасси автомобиля (например, мод. 3152) или на шасси автопри­цепа (мод. 3137). Заправка мотоциклов, мотороллеров, мопедов, мо­торных лодок и других машин с двухтактными двигателями произ­водится смесераздаточными колонками приспособленными для при­готовления смеси бензина с автолом (двухтактной смеси). К работе автозаправочных станций предъявляются повышенные требования в отношении максимальной точности отпуска топлива и пожарной безопасности, при этом учитывается большое скопление машин около них.

 

Стальные резервуары

Современные стальные резервуары в зависимости от формы и тех­нологического назначения подразделяются на: вертикальные цилинд­рические; каплевидные; горизонтальные (цистерны). В свою очередь вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на ре­зервуары низкого давления так называемые «атмосферные», резер­вуары с понтонами и резервуары с плавающими крышами. Резер­вуары «атмосферного» типа характеризуются тем, что внутреннее давление в газовом пространстве их близко к атмосферному и соста­вляет 2000 Па (0,02 кгс/см²); к ним относятся резервуары с кониче­ским и сферическим щитовым покрытием. Резервуары «атмосферного» типа применяют в основном для хранения нефтепродуктов с низкой упругостью паров, т. е. мало испаряющихся, например: керосина, дизельного топлива и т. д. Однако в тех случаях, когда в этих ре­зервуарах хранят легкоиспаряющиеся нефтепродукты, например бензин с высокой упругостью паров, то их оборудуют специальными устройствами, например: газовой обвязкой, отражательной изоля­цией и др.

Наиболее эффективно хранить легкоиспаряющиеся нефтепродукты в резервуарах специальных конструкций, т. е. с плавающими кры­шами и понтонами или в резервуарах высокого давления, т. е. в ка­плевидных с давлением до 0,07 МПа (0,7 кгс/см²).

Горизонтальные резервуары (цистерны) используют для хранения большинства видов нефтепродуктов и применяют преимущественно в качестве расходных хранилищ промышленных предприятий и в сельском хозяйстве.

Типовые стальные резервуары сооружают сварными с применением индустриальных методов монтажа и использованием готовых рулонных заготовок и элементов заводского изготовления. Рулонные заготовки изготовляют из плоских стальных полотнищ, свариваемых автоматической сваркой и сворачиваемых для транспор­тировки в габаритные рулоны, которые затем при монтаже развора­чивают до проектной кривизны. Высокая эффективность этого ин­дустриального рулонного метода по сравнению с прежней практикой полистовой сборки конструкций на месте монтажа создала условия для его широкого применения в резервуаростроении.

Основные размеры резервуаров — диаметр и высота для данного объема резервуара могут быть различными. Однако существуют такие размеры этих параметров, при которых резервуары по расходу металла будут наиболее рациональными. Кроме расхода металла на экономичность резервуара влияют еще и другие фак­торы. Например, повышен­ная площадь зеркала жид­кости сопряжена с повыше­нием объема испарения легкоиспаряющихся жидкостей и применением более мощных средств пожаротушения, а также с увеличением площади застройки и т. д. Наряду с этим при меньшей площади резервуара, а соответственно и большей его высоте услож­няются монтажные работы. Все эти факторы учитыва­ются специальными расчета­ми при определении опти­мальных размеров типовых резервуаров.

 

Конструкции подогревателей

По конструкции подогреватели в зависимости от назначения делятся на: подогреватели при сливе нефтепродуктов из транспорт­ных емкостей, подогреватели при хранении в резервуарах и подогре­ватели трубопроводов.

Рис. 36. Переносные подогреватели для разогрева нефтепродуктов:

а — установка змеевика в железнодорож­ной цистерне; б — змеевик в сборе; 1 — центральный змеевик; 2 — боковые змееви­ки; 3 — трубы для подвода пара и отвода конденсата;

 

Подогреватели при сливе нефтепродук­тов различаются по способу подогрева и типу транспортной ем­кости.

Для подогрева нефтепродуктов в железнодорожных цистернах применяют следующие подогреватели.

Подогреватели острым паром — по конст­рукции представляют собой перфорированные трубчатые штанги, помещенные в толщу жидкости, при этом пар поступает через отвер­стия в штангах. Используются только для разогрева мазута, допу­скающего частичное обводнение.

Подогреватели глухим паром — подразде­ляются на переносные и стационарные. Переносные подогреватели помещают внутрь железнодорожной цистерны только на время разо­грева, а по окончании их извлекают. Подогреватели (рис. 36), из­готовленные из дюралюминиевых труб размером

38 х 2 мм, состоят из трех секций — центральной и двух боковых (изогнутых), помеща­емых в железнодорожную цистерну поочередно. В зависимости от типа железнодорожных цистерн и сорта подогреваемого нефтепро­дукта применяют подогреватели поверхностью нагрева 4,5—23,2 м² при давлении пара до 0,3 МПа (3 кгс/см²). Стационарные подогре­ватели находятся внутри железнодорожной цистерны постоянно.

Подогреватель циркуляционного подогрева представляет собой теплообменную установку (УРС-2), близко расположенную от сливно-наливных устройств и предназна­ченную для подогрева нефтепродукта, подаваемого в виде горячей струи в железнодорожную цистерну (рис. 37). Горячая струя размы­вает и нагревает мазут, который забирается из цистерны. Благодаря перемешиванию происходит интенсивный разогрев основной массы нефтепродукта (мазута). Внутри цистерны устанавливают раскла­дывающееся гидромониторное устройство, осуществляющее воз­вратно-поступательное движение сопел вдоль нижней образующей цистерны для лучшего прогрева жидкости. Такую подогреватель­ную установку применяют преимущественно для слива одиночных цистерн, так как при маршрутном сливе требуются теплообменники и насосное оборудование большой мощности.

 

Рис.37. Установка циркуляционного подогрева и герметизированного слива УРС-2:

1 — гидромониторное устройство УР-5; 2 — шарнирный трубопровод; 3 — кран-укосина с лебедкой; 4 — гибкий шланг; 5 — установка нижнего слива АСН-8Б; 6 —электродвигатель; 7 — винтовой насос МВН-10; 8 — продуктопровод от теплообменника к насосу; 9, 11 —

вентили; 10 — теплообменник;

 

Разновидностью подогревателей этого типа является совмещенный погружной насос-пароподогреватель (рис. 38), включающий два трубчатых подогревателя со встроенными в них шнековыми насосами, электродвигатель и систему передачи тепловой и электрической энергии.

Раскладка подогревателей по нижней образующей цистерны перед подогревом и поворот их в нерабочее положение перед уборкой из цистерны осуществляются системой тросов. После подачи пара в подогреватель, запускают шнековые насосы, которые, забирая жидкость из внутренней полости теплообменников, подают ее в на­правлении к сливному прибору и к торцам цистерны, чем обеспечи­вается интенсивная циркуляция (конвекция), ускоряющая процесс слива.

Подогреватели «паровые рубашки» предста­вляют собой неотъемлемую часть железнодорожных цистерн и являются наиболее эффективными, так как сокращают расход пара, исключают обводнение топлива и уменьшают его остаток в нижней части котла.

Электроподогреватели представляют собой по­гружные электрогрелки в виде нагревателей сопротивления, смонти­рованных на изоляторах. Известно несколько типов электрогрелок, в том числе круглая и двойная раскладная.

Двойная раскладная электрогрелка со­стоит из двух шарнирно-соединенных секций, которые раскрываются по мере разогрева нефтепродукта, увеличивая тем самым зону разо­грева. Мощность электрогрелок составляет 50—70 кВт. Обычно применяют их для подогрева вязких нефтепродуктов (масел), име­ющих высокую температуру вспышки и коксуемость.

Для безопасного обслуживания аппаратуру и оборудование (рас­пределительные щиты, котел цистерны, железнодорожные пути) надежно заземляют. Электроэнергия включается только после полного погружения электрогрелки в жидкость. Слив производят после окончания подогрева, выключения электроэнергии и удаления грелки из цистерны, так как при включенной электрогрелке может воспламениться нефтепродукт.

Подогреватели для нефтеналивных су­дов применяют в различных конструктивных схемах в зависи­мости от типа судна.

Змеевиковые и секционные подогреватели с продольным или поперечным расположением греющих элементов применяют для тан­керов, выгрузка которых происходит из каждого танка самостоятельно. Здесь в каждом танке имеется свой индивидуальный подогреватель (секционный или змеевиковый).

Для судов, у которых все отсеки соединены и слив производят одновременно из всех танков (речные баржи), наиболее распространена прямоточная схема, позволяющая регулировать ветви подогре­вателя, которые проходят по ряду танков вдоль судна.

На большинстве судов в качестве источника энергии (тепла) для подогрева нефтяных грузов используется водяной пар.

Типичная схема змеевикового подогревателя показана на рис. 39. Для подвода к змеевикам пара и отвода его имеются две магистрали — паровая 2 и конденсатная 9. От обеих магистралей к каждой группе танков отходят отростки с клапанными коробками (распредели­тельной 3 и сборной 6), к которым присоединены зме­евики подогревателя 5.

Свежий пар поступает в подогревательную систе­му из котла через редук­ционный клапан 1, а от­работанный пар и конден­сат через контрольный бак 11 поступают в питатель­ную систему котла. На­значение контрольного ба­ка — предотвращение по­падания нефти или нефте­продукта в конденсат. Это тем более важно, что при повреждении труб подогревателя выпуск конденсата за борт может привести к загрязнению водоема нефтью или нефтепродуктами. Для той же цели предназначен и контрольный кран, который откры­вается при впуске пара в змеевик.

Греющие элементы подогревателя обычно изготовляют из алюминиево-медных сплавов, обладающих хорошей теплопроводностью и коррозионной стойкостью.

В некоторых случаях при разогреве нефтепродуктов в нефтена­ливных судах применяют электрогрелки мощностью 90 кВт.

 

Рис. 38. Погружной совмещенный насос-пароподогреватель ПГМП-4:

1 — трубчатый подогреватель; 2 — шарнир; 3 — редуктор; 4 — шнековый насос; 5 — горизонтальный вал; 6 — вертикальный вал; 7 — паровые трубы; 8 — электро­двигатель;

 

Подогреватели в резервуарах выполняются различных конструктивных форм — змеевиковые и секционные из трубчатых элементов. Для лучшего подогрева их размещают по всему поперечному сечению резервуара с равными промежутками между витками или секциями. Наибольшее применение имеют подогрева­тели, собираемые из отдельных унифицированных элементов сек­ционного типа (рис. 40).

Наряду с общим подогревом всего нефтепродукта (или нефти), который используется для предварительного подогрева и отстоя, применяют так называемый местный подогрев. Местные подогрева­тели располагают поблизости от приемо-раздаточных устройств; монтируют их также из типовых секций подогревательных элемен­тов, которые заключаются обычно в экранированные коробки, внутрь которых вводится заборное устройство раздаточного трубопровода.

 

Рис. 39. Схема паровых подогревателей в танкере:

1 — редукционный клапан; 2 — паровая магистраль;

3 — распределительная коробка; 4 и 8 — клапаны; 5 — подогреватель;

6 — сборная коробка; 7 — кон­трольный кран; 9 — конденсатная магистраль; 10 — разобщительные клапаны; 11 — контрольный бак;

 

При циркуляционном методе подогрева нефтепродукт отбирается из нижней части резервуара и насосом прокачивается через внешний подогреватель-теплообменник. В этом случае внутри резервуара уста­навливают кольцевой подающий трубопровод с насадками и местный подогреватель у заборной трубы. Теплообменники устанавливают индивидуально у каждого резервуара или в виде групп для обслужи­вания нескольких резервуаров.

Подогреватели трубопроводов применяют при транспорте вязких нефтепродуктов во избежание их застывания в трубах вследствие больших тепловых потерь. Известно несколько видов подогревателей, однако основными являются паровые подо­греватели и электрические. Паровые подогреватели выполняются в виде паровых спутников-паропроводов, прокладываемых вместе и параллельно с нагреваемым трубопроводом.

Рис. 40. Компоновка секционных подогревателей в резервуаре объемом 5000 м³

 

Применяют два спо­соба прокладки паровых спутников — внутренний и наружный. При внутреннем обогреве спутник прокладывается внутри нефте­провода. Этот способ отличается сложностью монтажа и поэтому находит ограниченное применение. При наружном обогреве спутники прокладываются параллельно с нагреваемым трубопроводом, и за­ключаются в общую с ним тепловую изоляцию или прокладываются в канале.

В зависимости от диаметра трубопровода, характеристики пере­качиваемого нефтепродукта и температуры теплоносителя приме­няют схему обогрева трубопровода с одним (рис. 41) или двумя спутниками, заключенны­ми в общую теплоизоля­цию. Монтаж изоляции трубопроводов со спутни­ками выполняют с приме­нением формованных из­делий (пенопластиков), ма­стик или минераловатных скорлуп с покрытием шту­катуркой или металличе­скими кожухами.

В качестве электриче­ских подогревателей при­меняют гибкие нагрева­тельные элементы (ГНЭ), представляющие собой уз­кую эластичную ленту, со­стоящую из медных и нихромовых проволок, опле­тенных стеклонитью. Для придания влагостойкости ленту покрывают кремне органической резиной, которая служит также защитной электроизоляционной оболочкой. В таком виде ленту наматывают на нагреваемый трубопровод и покрывают сна­ружи слоем тепловой изоляции.

Гибкие нагревательные элементы, которые можно собирать дли­ной до 200 м, обеспечивают нагрев мощностью 30—300 Вт на 1м длины. Изменяя шаг намотки ленты, можно менять интенсивность нагрева.