Способы подогрева и теплоносители

Если светлые нефтепродукты (бензин, керосин) легко транспортируются по трубопроводам в любое время года и операции сними не вызывают особых затруднений, то операции с темными нефтепродуктами (мазут, смазочное, масло) вызывают значительные труд­ности. Объясняется это тем, что темные нефтепродукты при понижении температуры; наружного воздуха становятся более вязкими, и снижают подвижность; транспортирование их без подогрева становится невозможном. В связи с этим высоко вязкие нефтепродукты подогревают для понижения вязкости до значений, при которых достигается их подвижность и экономичность работы перекачива­ющих насосов и трубопроводных коммуникаций. Подогрев осуществляется как при хранении, так и при транспортировке и приемо-раздаточных операциях, включая отстой, осветление и регенерацию масел.

Для подогрева применяют различные теплоносители; водяной пар, горячую воду, горячие нефтепродукты и газы, а также электроэнергию. Наибольшее применение имеет водяной пар, обладающий высоким теплосодержанием и теплоотдачей, легко транспортируемый и в большинстве случаев не представляющий пожарной опасности. Обычно используют насыщенный пар давлением 0, 3—0, 4 МПа (3— 4 кгс/см²), обеспечивающий нагрев нефтепродуктов до 80—100 °С. Горячую воду применяют в тех случаях, когда ее имеется в большом количестве, так как теплосодержание воды в 5-6 раз меньше теплосодержания насыщенного пара.

Горячие тазы имеют ограниченное применение, так как они Величаются малым теплосодержанием, низким коэффициентом теплоотдачи малой объемной удельной теплоемкостью и поэтому требуются в больших количествах; используются лишь при разогреве. Нефтепродуктов в автоцистернах и в трубчатых подогревателях при наличии отработанных газов.

Горячие масла в качестве теплоносителей также применяют редко, когда требуется разогреть тугоплавкие нефтепродукты теплоносителем с высокой температурой вспышки, для которых малоэффективен или невозможен разогрев горячей водой и паром.

Электроэнергия - один из эффективных теплоносителей, однако при использовании электро подогревательных устройств необходима соблюдать повышенные противопожарные требования.

Существует несколько способов подогрева водяным паром: разогрев острым паром, трубчатыми подогревателями циркуляционный подогрев.

Подогрев острым (открытым) паром – это такой подогрев, когда насыщенный пар подается непосредственно в нефтепродукт, где он конденсируется, сообщая нефтепродукту необходимое тепло. Этот способ применяют главным образом для разогрева топочного мазута при сливе из железнодорожных цистерн. Недостаток данного способа - необходимость удаления в дальнёйшем воды из обводненного нефтепродукта.

Подогрев трубчатыми подогревателями заключается в передаче тепла от пара к нагреваемому нефтепродукту через стенки подогревателя, вследствие чего исключается непосредственный контакт теплоносителя с нефтепродуктом. Применяют этот способ во всех случаях, когда не допускается обводнение нефтепродуктов как при хранении в резервуарах, так и при транспорте в железнодорожных цистернах, нефтеналивных судах и т.д. Пар, поступая в трубчатый подогреватель, отдает тепло нефтепродукту через стенку подогревателя, а сконденсировавшийся пар - конденсат отводится через конденсатоотводчики (конденсационные горшки) наружу, благодаря чему исключается обводнение нефтепродукта.

Циркуляционный подогрев основан на разогреве основной массы нефтепродукта тем же нефтепродуктом, но предварительно подогретым в теплообменниках.

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.

Рисунок 4 Компоновка секционных подогревателей в резервуаре объемом 5000 м³

Трубчатые подогреватели в резервуарах применяют двух типов – змеевиковые и секционные. Такие подогрева­тели представляют собой систему из тонкостенных сварных труб, уложенных на дне резервуара в виде змейку, или в виде отдельных секций (рисунок 3) Теплоноситель, проходя по систе­ме труб, отдает тепло через стенки, не соприкасаясь с нефтепро­дуктом.

Трубчатыми подогревателями разогревают все нефте­продукты – это наиболее распространенный метод подогрева в емкостях.

Секционные подогреватели комплектуют из отдельных стан­дартных элементов; каждый из них состоит из четырех парал­лельных труб, концы которых вварены в коллекторы диамет­ром 108 мм и длиной 450 мм. Секции между собой соединены при помощи муфт. Подогревательные элементы (ПЭ) стандар­тизированы, основные размеры их приведены в таблица 3.

Таблица 3

Размеры подогревательных элементов

d – диаметр наружной стенки трубы (мм)

δ – толщина стенки трубы в (мм)

2.2. ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПОДОГРЕВАТЕЛЯ В РЕЗЕРВУАРЕ

При расчете подогревателей определяют поверхность теплообмена, расход теплоносителя и конструктивные размеры подогревателей. Для этого необходимо знать начальную и конечную температуру подогрева нефтепродукта (или нефти).

Когда неизвестна начальная температура подогреваемого нефтепродукта в резервуаре, т.е. температура остывания, ее определяют специальным расчетом в зависимости от температуры окружающей среды, продолжительности хранения, температуры первоначального залитого продукта и др.

Для этого пользуются формулой В. Г. Шухова применительно к резервуарам

t_н – вероятная температура нефтепродукта в конце хранения, °С; t_о – температура окружающей среды, °С; t_з – температура нефтепродукта, с которой он был залит в емкость, °С; K – полный коэффициент теплопередачи от нефтепродукта, в окружающую среду, Вт (м ² °С); F – полная поверхность охлаждаемой емкости, м²; τ – время хранения, ч; G – масса нефтепродукта; т_сp – массовая теплоемкости нефтепродукта, Дж / (кг °С).

Конечная температура подогрева должна соответствовать оптимальной температуре, т. е. такой температуре, когда при минимальном расходе тепла, а следовательно, и затрат, обеспечивается необходимая операция по сливу и наливу нефтепродукта. При этом имеется в виду обеспечение нормальных условий всасывания; перекачки по трубопроводам или самотечной выдачи в транспортные емкости в установленное время.

В некоторых случаях за оптимальную температуру подогрева наливе транспортных емкостей принимается такая температура, при которой слив нефтепродукта в пункте назначения возможен без подогрева. Оптимальную температуру выбирают на основании технико-экономических расчетов в зависимости от конкретных условиях перекачки и опыта эксплуатации. Например, рекомендуемую температуру подогрева. Мазута в резервуарах перед перекачкой принимают в зависимости от марки мазута: 50 – 60 °С – для мазута марок 12 и 20; 70 – 75 °С – для мазута марок 40 и 60 и 80 – 85 °С – для мазута марок 80 и 100.

В любом случае оптимальная температура нефти и нефтепродуктов должна находится между температурой застывания и температурой вспышки (по соображениям пожарной безопасности) и отвечать условиям наименьшего расхода энергии на подогрев и перекачку.

Общее количество тепла, необходимое для разогрева нефтепродукта, определяют по формуле

где g₁ – тепло, необходимое для разогрева всей массы нефтепродукта G – от начальной t_н до конечной температуры t_к

с – удельная теплоемкость, Дж/(кг ⁰С); g₂ – тепло, необходимое на расплавление застывшего нефтепродукта в количестве G_п

χ – скрытая теплота плавления парафина; g₃ – тепловые потери в окружающую среду

K – полный коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду, Вт /(м² °С); F – поверхностность охлаждения, м²; τ – время разогрева, ч; t_ср – средняя температура нефтепродукта в ре­зервуаре за время разогрева, °С; t₀ – температура окружающей среды, °С; Коэффициент теплопередачи K рассчитывают в зависимости от типа емкости, а также принимают по опытным или справочным данным. При уточненных расчетах коэффициента K для наземных резервуаров определяют с учётом теплопередачи через стенку K_с, днище K_д и крышу K_K по формуле:

где F_C, F_ДF_K – площади стенок, днища и покрытия резервуаров;

К_C, К_Д, K_K – коэффициенты теплопередачи соответственно стенки и днища и крыши, принимаемыми

K_C ≈ 5 – 7 Вт / (м² °С),

K_Д ≈ 0, 3 Вт / (м² °С) и K_K = 1 Вт / (м² °С).

Среднюю расчетную температуру нефтепродукта t_ср определяют по формулам

или

где t_н, t_к – начальная и конечная температура нефтепродукта, °С;