Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Экологические проблемы нефтеотходов и направления их использования
1.1. Воздействие нефтеотходов на окружающую среду 11
1.1.1 Состав и основные компоненты нефти 11
1.1.2. Влияние компонентов нефти на окружающую среду 13
1.1.3 Токсичность нефти и нефтепродуктов 15
1.2 Использование нефтешлама в качестве вторичного сырья 20
1.2.1 Формирование нефтешламов в технологическом процессе 20
нефтеперерабатывающих заводов
1.2.2 Анализ состава нефтешламов 24
1.3 Основные направления переработки нефтешламов.. 25
1.3.1 Области применения нефтешлама 25
1.3.2 Использование нефтешламов в дорожном строительстве 27
1.3.3 Применение нефтеотходов в производстве строительных материалов 31 Выводы к главе CLASS Глава 2. Определение состава нефтешламов зао «КНПЗ- КЭН» и возможные направления их применени . CLASS
2.1 Методы исследования нефтешламов ЗАО «КНПЗ - КЭН» 37
2.1.1 Методы анализа и контроля 37
2.1.2 Определения физико-химических и физико-механических свойств и состава нефтешлама
2.1.3 Определение валового содержания нефтепродуктов методом 40
инфракрасной спектрометрии
2.1.4 Определение влажности нефтешламов 43
2.1.5 Определение механических примесей 45
2.1.6 Определение экологической опасности отходов 47
2.2 Характеристика нефтешламов ЗАО «КНПЗ -КЭН» 49
2.2.1 Нефтешламы нефтяных резервуаров, их возможное применение и 49
испытание получаемых материалов
2.2.2 Нефтешламы шламонакопителей, их возможное применение и 62
испытание получаемых материалов
2.2.3 Нефтешламы водоочистных сооружений их возможное применение и 70
испытание получаемых материалов
2.3 Разработка схемы обращения с отходами нефтепереработки 84
Выводы к главе 2 86
ГЛАВА 3. Разработка ресурсосберегающих технологий переработки нефтешлама
3.1 Разработка технологии переработки донных отложений нефтяных резервуаров
3.2 Разработка технологии использования нефтешламов шламонакопителей для получения дорожного основания
3.2.1 Улучшение свойств нефтешламов шламонакопителей 93
3.2.2 Получение дорожного основания 96
3.2.3 Влияние дорожного основания на окружающую среду 103
3.3 Разработка технологии применения нефтешламов водоочистных сооружений 106
3.3.1 Разработка технологии применения нефтешламов водоочистных сооружений в качестве выгорающей добавки при получении кирпича..
3.3.2 Разработка технологии применения нефтешламов водоочистных сооружений в качестве выгорающей добавки при получении керамзита
3.4 Эколого-экономическое обоснование использования отходов 121
3.4.1 Экономическое обоснование необходимости использования нефтешламов 121
3.4.2 Расчет экономической эффективности использования донных 124
отложений нефтяных резервуаров в получении гидроизоляционного кровельного материала
3.4.3 Расчет экономической эффективности использования нефтешламов водоочистных сооружений при получении керамзита
3.4.4. Расчет экономической эффективности использования нефтешламов водоочистных сооружений при получении кирпича
Выводы к главе 3 127
Заключение 129
Список использованных источников
- Влияние компонентов нефти на окружающую среду
- Определения физико-химических и физико-механических свойств и состава нефтешлама
- Разработка технологии использования нефтешламов шламонакопителей для получения дорожного основания
- Расчет экономической эффективности использования нефтешламов водоочистных сооружений при получении кирпича
Влияние компонентов нефти на окружающую среду
Нефть представляет собой сложную смесь углеводородов. В ее состав входят большое количество индивидуальных компонентов. Углеродсодержащие соединения составляют около 80-85%, присутствует водород, сера, азот и кислород, а также в небольших количествах примеси минеральных соединений [119] На долю серы, кислорода и азота приходится обычно 1-5 %. Чаще всего в нефти встречается сера, ее содержание в отдельных нефти может достигать 5-6 %, содержание азота и кислорода не превышает нескольких десятых процента, но может иногда достигать 1,5-2% . В.Д. Рябов предлагает следующую краткую характеристику компонентов нефти: алканы (парафины), циклоалканы (нафтены, цикланы), ароматические углеводороды (арены), кислородсодержащие соединения, азотистые соединения, сернистые соединения, смолисто-асфальтеновые вещества, минеральные вещества, оптически активные вещества.
Хотя в нефти установлено более 450 индивидуальных соединений, основными компонентами, составляющими 90-95% объема нефтей, являются углеводороды. Число углеродных атомов в углеводородах нефти колеблется от С1-С4 (газы) до С60 (твердые вещества) [49]. Основную часть нефти составляют алканы, обычно их содержание колеблется от 20 до 50% , однако, в слабопарафинистых и беспарафинистых нефтях их содержание составляет только 1-2 %, а в парафинистых -до 80%. Алканы (парафины) с общей формулой СnН2n+2 имеют прямую (n-алканы) и разветвленную (изоалканы) цепь. Растворимость в воде n-алканов С12-С36 очень мала - до 0,0018 мг/л; n-алканы с числом атомов выше 12 находятся в воде при температуре 20-25 С не как отдельные молекулы, а в виде агрегатов из нескольких молекул. Низшие нефтяные углеводороды до бутана (n = 4) - газы, входят в состав природного газа и растворены в нефти. Углеводороды с n = 5-17 - жидкости с характерным запахом. Высшие углеводороды (n 17) - твердые вещества. Обычное содержание алканов в нефти составляет 15-55 %. Циклоалканы - нафтеновые углеводороды (нафтены) с общей формулой СпН2n, насыщенные циклические углеводороды ряда циклопентана и циклогексана, а также более сложные полициклические соединения (до 5 циклов в молекуле). Атомы водорода могут быть заменены алкильными группами СH3, С2Н5 и т. д. Нафтены входят в состав всех типов нефтей во всех нефтяных фракциях; в бензиновых и керосиновых фракциях обнаружено более 80 индивидуальных нафтенов С5-С12. В наибольших количествах присутствуют метилциклогексан, циклогексан, метилциклопентан, по массе их приходится 30-50 % [49].
Ароматические углеводороды - непредельные циклические соединения ряда бензола. Общая формула СnН2n-m, где n-6, m-четное число, атомы водорода в них могут быть замещены на алкильные группы. Количество атомов углерода в ароматических соединениях сырых нефтей составляет до 13. Ароматические соединения обладают повышенной устойчивостью и более инертны к химическому окислению, чем алканы; их содержание в сырой нефти 5-55 %.
Асфальтены и смолы - гетероциклические и алифатические углеводороды из 5-8 циклов. В этих соединениях крупные фрагменты молекул связаны между собой мостиками (метиленовыми) и гетероатомами S, О, N. возможно присутствие функциональных групп (карбонильной, карбоксильной, меркаптогруппы). Асфальтены и смолы склонны к ассоциации, содержание их в сырых нефтях составляет до 15 %.
Олефины - ненасыщенные нециклические соединения с общей формулой СпН2n. При нормальных условиях углеводороды С3 и С4 - газы, С5- С18 -жидкости, высшие олефины - твердые вещества. Эти соединения почти не присутствуют в сырой нефти, но являются основным продуктом ее крекинга, в воде они практически нерастворимы. Но и газообразные и жидкие углеводороды (с числом атомов в молекуле до С9) хорошо растворяются в воде при невысокой температуре, растворимость жидких углеводородов любой группы падает с увеличением их молекулярной массы. Так, растворимость нефтяных углеводородов с неразветвленной цепью снижается примерно на порядок на каждые два атома С (для углеводородов от С6 до С16). С повышением температуры растворимость углеводородов в воде возрастает, с увеличением давления и солености воды - снижается. Компоненты нефти растворяются в воде пропорционально индивидуальной растворимости в ней и их содержанию в нефти. К минеральным веществам относится вода и различные минеральные соли, растворенные в воде, а также металлы, входящие в состав комплексных соединений, а также сера и сероводород.
При нефтяном загрязнении тесно взаимодействуют три группы экологических факторов: сложность состава нефти, находящегося в процессе постоянного изменения; сложность, гетерогенность состава и структуры любой экосистемы, находящихся в процессе постоянного развития и изменения; многообразие и изменчивость внешних факторов, влияющих на экосистему (температуры, влажности, давления и т.д.) [27]. Рассматривая нефть и нефтепродукты, как загрязнители природной среды принято использовать следующие критерии: - содержание легких углеводородных фракций; - содержание парафинов; - содержание сернистых соединений. Известно, что поведение нефти в окружающей среде во многом зависит от ее вязкости. Нефть пониженной вязкости может растекаться по водной поверхности, покрывая ее тонким мономолекулярным слоем, на самом деле этого не происходит, так как из-за быстрого испарения легких компонентов нефти и их растворения в воде вязкость нефти увеличивается и как следствие, скорость распространения нефтяной пленки уменьшается. Если толщина пленки составляет 0,002 мм, то она не задерживает проникновение кислорода в воду и не препятствует жизнедеятельности организмов в воде, если толщина пленки от нескольких до 10 мм, то проникновение кислорода задерживается на 5-10%, что не оказывает существенного влияния на жизнедеятельность организмов. Только в том случае, когда темноокрашенные пленки нефти поглощают кислород на 80 90%, процесс фотосинтеза в воде затрудняется, что приводит к уменьшению концентрации кислорода, что может вызвать угнетение жизнедеятельности организмов, а при больших скоплениях их гибель [119].
Под воздействием различных природных факторов нефтяное пятно может увеличиваться, испаряться, усваиваться живыми организмами, а также подвергаться различным химическим превращениям.
В течение нескольких дней до 25% нефтяного загрязнения испаряется с водной поверхности. В основном это легкие фракции. Углеводороды постепенно утрачивают свои первоначальные свойства, частично растворяясь в воде. Под действием солнечной радиации процессы деструктивного разложения нефтесодержащих соединений значительно ускоряются [125]. Легче всего окисляются алканы нормального строения; изоалканы и нафтены также легко окисляются, а ароматические углеводороды ряда бензола особенно с короткими боковыми цепям особенно с короткими боковыми цепями окисляются медленно [119]. После испарения легких фракций естественный процесс разрушения нефтяного загрязнения значительно замедляется. Тяжелые нефтяные фракции практически не подвержены растворению, разложению и осаждению. Со временем они образуют с водой стойкие эмульсии.
Определения физико-химических и физико-механических свойств и состава нефтешлама
Нефтепродукты, а также смеси нефти и нефтепродуктов, образующиеся при хранении нефти и нефтепродуктов, транспортировании и извлекаемые из очистных сооружений используются для собственных нужд предприятиями, собираются в соответствии с нормативно-технической документацией по маркам, сортам, группам или подгруппам. Нефтепродукты отработанные, сдаваемые организациям нефтепродуктообеспечения, подразделяют на группы по ГОСТ 21046-86 [36].
Переработка нефтешламов направлена на использование рентабельных и экологически безопасных технологий, применение типового оборудования и безотходной технологии очистки и утилизации.
Применение нефтешламов как вторичного сырья представляется одним из основных направлений в обращении с нефтешламами. Это позволяет улучшить экологическую ситуацию в районах нефтепереработки и ведет к наиболее рациональному использованию природных ресурсов.
Выбор наиболее подходящей технологии для обезвреживания нефтешламов является трудной задачей. В первую очередь возникает проблема повышения уровня экологической безопасности при утилизации и нейтрализации высокоопасных отходов, образующихся в крупных городах. Во вторых, адаптация и выбор технологии для конкретного региона или территории зависит от морфологического и количественного состава образующихся отходов [63]. В общем, пригодность нефтешламов для использования в качестве вторичного сырья должна определяться их составом, свойствами и экологической опасностью.
В последние годы появилась тенденция к раздельной переработке нефтяных шламов в зависимости от способа их образования. Данный подход к сложившейся проблеме решает экологические задачи, и задачи рационального использования нефтешламов. Одним из главных факторов, определяющих загрязняющие свойства шламов, является состав и свойства нефтешлама. Выбор метода переработки зависит от консистенции нефтяного шлама и состава находящихся в нем органической части, механических примесей, воды (таблица 1.2) [65].
Как было сказано ранее основными компонентами нефтешлама являются органическая часть, минеральная часть, вода. В зависимости от вида нефтяного шлама массовая доля органической части составляет 6-90%; массовая доля минеральной части 5- 87 %; содержание воды колеблется от 4-25%. Нефтешламы с высоким содержанием минеральной части используют в дорожном строительстве, в производстве строительных материалов и в производстве битума. Нефтяные шламы с высоким содержанием органической части применяют в топливной индустрии как компонент топлива.
Согласно анализу существующей литературы дорожное строительство является одной из областей, в которой нефтешламы применяются наиболее широко [67]. Они используются в составах нефтегрунта, цементогрунта, асфальтобетона, газобетона, шламобетона в качестве замены или добавки к органическому связующему, улучшая качество асфальтобетонных смесей за счет повышения механической прочности, морозостойкости, водоустойчивости, снижения водопоглощения, набухания, слеживаемости дорожного покрытия. Вместе с тем использование отходов нефтяной промышленности в строительстве дорог расширяет сырьевую базу грунтов, уменьшает энерго- и трудозатраты, снижает себестоимость дорожного покрытия и упрощает сам технологический процесс.
Впервые о возможности укрепления грунтов сырыми высокосмолистыми нефтями было сказано в 1915 г. [71]. Первым дорожным полотном, созданным с использованием отходов нефтяных промыслов стал участок Карачехур-Зыхинской дороги (Азербайджанская ССР) протяженностью 4,53 км, построенный в 1930 г. [130]. При устройстве черных гравийных покрытий дороги Бухара-Гиждуван-Кызыл-Тене (Узбекская ССР) применяли вязкую сырую нефть сначала в смеси с битумом в соотношении 3:1, а затем вместо него [23].
Научные исследования и опытно-производственные испытания установили способ упрочнения грунтов маловязкими сырыми нефтями Тюменской области [59, 146, 16]. Как показали исследования по упрочнению грунтов, грунтощебеночных и грунтогравийных материалов высокосмолистыми малопарафинистыми сырыми нефтями, когезионные и адгезионные свойства нефти необходимо повышать [29, 105, 106, 120, 114].
На основе проведенного анализа в работе [109] выявлено, улучшение дорожностроительных качеств сырой нефтью (прочности нефтегрунта и вязкости нефти) необходимы добавлять активные вещества в виде цемента или извести.
Научно-исследовательские работы, проведенные в 60-70х гг. прошлого века, направленные на укрепление песчаных грунтов битумными эмульсиями совместно с цементом [60, 150], создали предпосылки для применения в этих целях сырой маловязкой нефти, улучшенной структурирующими добавками. В качестве укрепляющих добавок хорошо зарекомендовали себя известь [136], цемент [134, 135, 124], их сочетание с добавлением индено-алкилароматической смолы и концентратов сероорганических соединений [18]. Промышленные способы используемые в строительстве нефтепромысловых дорог для упрочнения нефтегрунтов, описаны в работах [28, 127].
В конце прошлого века отраслевыми научными и проектными институтами проведен ряд работ связанных с испытанием сырых нефтей, нефтесодержащих веществ для упрочнения дорожных грунтов [9, 12 16, 59, 129, 130, ].
В литературе существует мнение в отношении пригодности для строительства дорог нефтешламов. Например, авторы монографии [64] полагают, что велико различие группового и фракционного состава битумов и нефтешламов, это не позволяет использовать нефтешлам в замен битума.
Разработка технологии использования нефтешламов шламонакопителей для получения дорожного основания
В стаканы на 10000 см3 помещали образец кирпича или керамзита, и его заливали в соотношении 1 к 10, 100, раз культивационной водой. Параллельно в качестве контрольного образца ставили стакан с культивационной водой (вода из аквариума, где живут дафнии). В стаканы помещали по 10 суточных дафний. Через 96 часов фиксировали количество выживших дафний.
За конечный результат принимался класс опасности, выявленный на тест -объекте, проявивший к анализируемому отходу более высокую чувствительность. По кратности разведения водной вытяжки устанавливал класс опасности при которой не обнаружено воздействие на гидробионтов в соответствии со следующими диапазонами кратности разведения [119].
С целью определения потенциала выхода светлых нефтепродуктов проведена атмосферная перегонка донных отложений нефтяных резервуаров. Результаты, представленные в таблице 2.4, свидетельствуют о значительном потенциале светлых фракций, что, согласно ГОСТ Р 518680-2002 является хорошим показателем для нефти средней плотности) [48].
При температуре выше 300 С происходит разложение остатка в колбе (термический крекинг): парафины распадаются с образованием непредельных углеводородов, которые быстро осмоляются и коксуются. Дальнейшая перегонка невозможна. Фракция с пределами вскипания 285-300С при температуре 23 С -твердая.
С целью определения содержания парафинов, смол, асфальтенов проведено исследование фракции 200С - конец кипения. Определение содержания смол проводили по методу Маркуссона (адсорбцией на Al2O3). Фракцию 200 С- конец кипения, разбавляли в 40 раз в н-гексане, отстаивали в течение 24 часов. Для отделения асфальтенов, светло-желтый осадок отфильтровывали через адсорбент, количество асфальтенов определяли весовым методом. После отгонки н-гексана установлено содержание смол.
Для определения содержания парафинов светло-желтую массу 200С -конец кипения осаждали смесью растворителей ацетон/ толуол. Содержание парафинов определяли весовым методом.
О наличии различных изомеров углеводородов в донных отложениях нефтяных резервуаров свидетельствует ИК спектр в четыреххлористом углероде (рисунок 2.1). Полосы в области при 3024 см-1 принадлежат валентным колебаниям метильной группы СН3, при 2924 см-1 - симметричным валентным колебаниям СН2 группы, 2860 см-1 ассиметричным валентным колебаниям СН2 группы.
Для определения состава органической части нефтешлама проводили хроматографирование на газовом хроматографе «Shimadzu GS-2010» с хроматомасс-спектрометрическим детектором «GCMS-QP2010 Plus» экстракта донных отложений нефтяных резервуаров в гексане. Установлено, что нефтешламы представляет собой многокомпонентную смесь веществ (около 200 наименований) парафино-нафтенового ряда, ароматических углеводородов, интенсивные пики которых рассмотрены со временем выхода от 3 до 11 минут (рисунок 2.2). Рисунок 2.2 - Хроматограмма экстракта донных отложений нефтяных резервуаров в гексане
Проведенные исследования состава донных отложений нефтяных резервуаров позволили определить класс опасности фракции донных отложений нефтяных резервуаров для окружающей природной среды. Расчет класса опасности нефтешлама проводили в соответствии с методическими рекомендациями [57].
Для того чтобы определить класс опасности нефтешлама нефтяного резервуара для окружающей природной среды расчетным методом определён перечень компонентов отхода оказывающих негативное воздействие на окружающую природную среду.
Донные отложения нефтяных резервуаров характеризуются высоким содержанием нефтепродуктов (91-94%), в своем составе они содержат асфальто-смолистые парафиновые отложения и представляют твердую массу с температурой плавления 56-60С. Основная часть веществ углеводородов парафинонафтенового ряда преимущественно нормального строения. Углеводороды от С7 до С14 в экстракте гексана находятся в остаточных количествах. Суммарное количество фракций с Ткип 60 С - 300 С 40-45%.
Структурно-групповой состав донных отложений нефтяных резервуаров представленный в таблице 2.5, свидетельствует о том, что большинство химических соединений, входящих в состав донных отложений нефтяных резервуаров при температурах до 150С обладают водостойкостью и малоактивны, что позволяет использовать донные отложения нефтяных резервуаров для получения гидроизоляционных кровельных материалов, стойких к воздействию растворов слабых кислот и щелочей. Наличие большого количества парафинов свидетельствует о хороших антикоррозионных и гидроизоляционных свойствах нефтешлама, которые могут проявляться в материалах длительное время.
Отнесение нефтешлама к классу опасности для окружающей среды расчетным методом возможно на основании показателя (К), характеризующего степень опасности веществ, составляющих компоненты донных отложений нефтяных резервуаров. Показатель степени опасности компонента отхода (Ki) рассчитан, как соотношение концентраций компонентов отхода (Сi) с коэффициентом его степени опасности для окружающей природной среды (Wi).
Показатель степени опасности отхода К = 928,4 (таблица 2.6). Исходя из значения показателя степени опасности отхода, по таблице «Критериев отнесения опасных отходов к классу опасности для окружающей среды» определили его класс опасности.103 K 102, следовательно, отход относится к 3-му классу опасности. По федеральному классификационному каталогу отходов донные отложения нефтяных резервуаров относятся к шламам очистки трубопроводов и емкостей (бочек, контейнеров, цистерн, гудронаторов) от нефти и имеют код 546 015 01 04 03 3 и относятся к 3 классу опасности. Следовательно, их необходимо обезвреживать.
Одним из применяемых материалов для создания гидроизоляционных композиций являются нефтяные битумы. Их ценным свойством, обусловившим их широкое использование в строительстве, является стойкость к растворам слабых кислот и щелочей и других агрессивных реагентов. Вместе с тем, защитные свойства битумов ухудшаются под влиянием атмосферных воздействий.
Расчет экономической эффективности использования нефтешламов водоочистных сооружений при получении кирпича
Наиболее распространенными утилизационными и индустриальными технологиями переработки нефтесодержащих отходов является их локальное сжигание с утилизацией теплового потенциала.
Поэтому для поиска новых путей использования в качестве вторичного сырья - нефтешламов водоочистных сооружений представлялось интересным изучить возможность применения их в качестве компонента глинистого сырья, подвергаемому термической обработке – обжигу.
Работы П.А. Земятченского сыграли важную роль в изучении глин, как продукта для получения керамических изделий, он дал определение глины: «Глиной называются землистые минеральные массы, или землистые обмолоченные горные породы, способные образовывать с водой пластичное тесто, сохраняющее приданную ему форму после высыхания, а после обжига получающее твердость камня» [54].
Глины, состоящие преимущественно из каолинита (Al2O32SiO22H2O), называют каолинами. От каолинов химическим и минералогическим составом отличаются oбычные глины, так как помимо каолинита они содержат кварц, слюду, полевые шпаты, кальцит, магнезит и другие [143].
Важнейшими свойствами глин являются: пластичность, отношение к сушке (воздушная усадка) и отношение к высокой температуре. Пластичность обуславливает возможность формования из глин различных керамических изделий. Степень пластичности зависит от минералогического и зернового состава, формы и характера поверхности зерен (шероховатая или гладкая), а также от содержания растворимых солей, органической части и воды.
Характеристика нефтешламов водоочистных сооружений (НВОС), представленная в таблице 2.13., показывают, что необходимо исследовать возможность применения нефтешламов водоочистных сооружений в качестве органической добавки, тем более, что требования к глинистому сырью по содержанию воды, механических примесей не высокие. Кроме того, объемы использования глины в качестве сырья для изготовления кирпича и керамзита составляют сотни тысяч тонн по одному заводу, поэтому при введении 1-3,5% в качестве органической добавки нефтешламов водоочистных сооружений объем их использования составит от тысяч до десятков тысяч тонн.
Для того, чтобы изучить поведение нефтешламов водоочистных сооружений происходящих при нагревании на воздухе, проведено их исследование методом термического анализа на приборе Q-дериватограф.
На термограмме образца присутствуют два основных эффекта, сопровождающихся уменьшением массы материала. Термические свойства нефтешламов водоочистных сооружений показаны в таблице 3.11.
Эндотермический эффект, наблюдается при нагреве нефтешлама водоочистных сооружений до 200С связан с удалением из материала воды и других летучих веществ - 30,1% по массе.
При последующем нагревании на термограммах проявляется экзотермический эффект, связанный с выгоранием содержащихся в материалах органической части. Расчет количества теплоты, выделяющейся при горении нефтешламов составляет15,1±1,0 кДж/г. Из термограмм следует, что масса твёрдых остатков, образующихся после сжигания составляет 24,3%.
Результаты исследования поведения нефтешламов водоочистных сооружений (НВОС) при нагревании свидетельствуют об их теплотворной способности и позволяют найти применение в строительной промышленности, в качестве компонента - выгорающей добавки при получении кирпича и керамзитового гравия. Принципиальная технологическая схема получения кирпича показана на рисунке 3.5.
Глина со склада поступает в щичный питатель для дозирования и ленточным конвейером подается в винтовые каменно-выделительные вальцы (1), где глина измельчается и освобождается от крупных твердых включений. Для более эффективного измельчения глина подается набегуны (2). Далее она направляется в глиномешалку (3), в которой он увлажняется. винтовые каменно-выделительные вальцы; 2 - бегуны (измельчители); 3 – глиномешалка; 4 - емкость приема нефтешламов водоочистных сооружений 5 – дробилка; 6 - грохот; 7. - ленточный пресс (для промятия глины);8. - шихтозапасник ;9 - промежуточная емкость; 10 - формовочная машина; 11 - автомат укладчик ;12 - сушильные вагонетки; 13 - тоннельное сушило; 14 - обжиговые вагонетки; 15. -тоннельная печь ;16 - насос - дозатор.
Принципиальная технологическая схема получения кирпича 111 Перемешивается до получения однородной массы. Выгорающие и отощающие добавки – нефтешламы поступают на предприятие автомабильным транспортом,затем насосом дозатором (16). Сначала они проходят дробилку(5) и грохот (6), затем при помощи насоса-дозатора также подаются в дозированных количествах в глиномешалку(3). Тщательно приготовленная однородная масса поступает затем в ленточный пресс(7).
Для работы автоматизированных линий необходимо в технологической схеме перед прессом предусматривать шихтозапасник (9) для равномерной выдачи массычерез промежуточную емкость 9.
Формование – одна из основных операций при производстве керамических изделий (10). Глиняный фoрмованный брус режется струнным резательным автоматом на отдельные кирпичи, затем на сушильные вагонетки кирпич-сырец укладывает автомат-укладчик (11), транспортировка которых осуществляется с помощью электропередаточной тележки (12). При сушки используют горячий воздух из тоннельной печи (13), рециркулят и атмосферный воздух, а также дымовые газы из топки
Сушильные вагонетки (12) поступают к автомату-укладчику (11) после завершения процесса сушки, который укладывает полуфабрикат на обжиговые вагонетки (14)для обжига в печи. Обжиг проводят при температуре 1000оС в туннельной печи. В канале уложены рельсы, по которым движутся вагонетки с кирпичом сырцом. Тоннельная печь (15) имеет три зоны: подогрева, обжига и охлаждения, через которые последовательно в течение 18-36 ч проходят вагонетки с кирпичом-сырцом. После окончания обжига вагонетки подаются на участок разгрузки, где установлен автомат разгрузки и пакетировки.
Нами проведены исследования влияния соотношения глины, НВОС, воды, содержащейся в НВОС, на качество кирпича. Результаты исследования качества получаемого кирпича представлены в таблице 3.12.
