ПОДОГРЕВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Вопросы / ответыПОДОГРЕВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
0 +1 -1
antfiksa Админ. спросил 2 месяца назад
1 ответ
0 +1 -1
antfiksa Админ. ответил 2 месяца назад

10.1. Назначение, способы подогрева и теплоносители
Если светлые нефтепродукты (бензин, керосин) легко транспортируются по трубопроводам в любое время года и опе­рации с ними не вызывают особых затруднений, то операции с темными нефтепродуктами (мазутом, смазочными маслами) вызывают значительные трудности. Объясняется это тем, что темные нефтепродукты при понижении температуры воздуха стано­вятся более вязкими и транспортирование их без подогрева ста­новится невозможным. Подогрев осуществляется как при хране­нии, так и при транспортировке, приемо-раздаточных операциях.
Для подогрева применяют различные теплоносители: водяной пар, горячую воду, горячие газы и нефтепродукты, электроэнергию. Наибольшее применение имеет водяной пар, обладаю­щий высоким теплосодержанием и теплоотдачей, легко транс­портируемый и не представляющий пожарной опасности. Обыч­но используют насыщенный пар давлением 0,3-0,4 МПа, обеспе­чивая нагрев нефтепродукта до 80-100 °С.
Горячую воду применяют в тех случаях, когда ее имеется большое количество, так как теплосодержание воды в 5-6 раз меньше теплосодержания насыщенного пара.
Горячие газы имеют ограниченное применение, так как они отличаются малой теплоемкостью, низким коэффициентом теплоотдачи, а также трудно организовать их сбор; используются  лишь при разогреве нефтепродуктов в автоцистернах и в трубчатых подогревателях на НПЗ.
Горячие масла в качестве теплоносителей также приме­няют редко, в случаях, когда требуется разогреть тугоплавкие нефтепродукты теплоносителем с высокой температурой вспыш­ки, для которых невозможен разогрев горячей водой и паром.
Электроэнергия — один из эффективных теплоносителей, однако при использовании электронагревательных устройств необходимо соблюдать противопожарные требования. Обнаженная  электрическая грелка с накаленной проволокой способна вызвать  воспламенение паров нефтепродуктов. В связи с этим электроподогрев применяется для нефтепродуктов с высокой температурой коксования и вспышки, и главным образом, для масел перед сливом их из вагонов-цистерн. Электронагревательные устройства (рис. 10.1) отличаются компактностью, удобством в обслуживании и рентабельны при наличии дешевой электроэнергии.
Рис. 10.1. Ламповый нагреватель инфракрасного излучения криволинейной формы (а) и его установка на цистерне (б):
1— излучатели светло-красного накала; 2— излучатели темно-красного накала
 
 
 
 
 
 
 
Существует несколько способов подогрева водяным паром: разогрев острым паром, трубчатыми подогревателями и циркуля­ционный подогрев.
Подогрев острым (открытым) паром заключается в по­даче насыщенного пара 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 дальнейшем воды из обводненного нефтепродукта.
Подогрев трубчатыми подогревателями заключается в передаче тепла от пара к нагреваемому продукту через стенки подогревателя. Здесь исключается непосредственный контакт теп­лоносителя с нефтепродуктом. Пар, поступая в трубчатый подог­реватель, отдает тепло нефтепродукту через стенку подогревателя, а сконденсировавшийся пар отводится наружу, благодаря чему  исключается обводнение нефтепродукта.
Циркуляционный подогрев основан на разогреве нефтепродукта тем же нефтепродуктом, но предварительно подогре­тым в теплообменниках. Циркуляционный подогрев применяют в основном при обслуживании крупных резервуарных парков также железнодорожных цистерн.
10.2. Конструкции и расчет подогревателей
По конструкции подогреватели в зависимости от назначе­ния делятся на подогреватели при сливе нефтепродуктов из ем­костей, подогреватели при хранении в резервуарах и подогрева­тели трубопроводов.
Подогреватели при сливе нефтепродуктов различаются по способу подогрева и типу транспортной емкости.
Для подогрева в железнодорожных цистернах применяют следующие подогреватели:

  • Подогреватели острым паром по конструкции пред­ставляют собой перфорированные трубчатые штанги, помещен­ные в толщу жидкости, пар поступает через отверстия в штангах. Используются только для разогрева мазута, допускающего час­тичное обводнение.
  • Подогреватели глухим паром подразделяются на пере­носные и стационарные. Переносные помещают в цистерну толь­ко на время разогрева, а по окончании их извлекают (рис. 10.2). Стационарные находятся внутри цистерны постоянно. Подогреватели изготавливают из дюралюминиевых труб; состоят из трех секций, помещаемых в цистерну поочередно.

Рис. 10.2. 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
3) Подогреватель циркуляционного подогрева (рис. 10.3) применяется при сливе нефтепродукта из вагонов-цистерн. При  этом способе продукт греется вне цистерны в теплообменном аппарате до высокой температуры и затем насосом под высоким
давлением подается в вагон-цистерну. Горячая струя подаваемого насосом нефтепродукта размывает застывший продукт в вагоне-цистерне, перемешивается с ним и нагревает его. Подогретый нефтепродукт из вагона-цистерны откачивается насосом, часть его сливается в хранилище, а другая часть направляется в тепло­обменник для подогрева и последующего размыва. Этот вид по­догрева широкого распространения не получил, так как горячая
струя в вязкой жидкости быстро гаснет, не успевая отдать свое тепло размываемой холодной среде.
На основе циркуляционного подогрева разработана уста­новка с эффективным использованием энергии затопленной струи.
4) Подогреватели «паровые рубашки» представляют собой неотъемлемую часть железнодорожных цистерн (рис. 10.3) и яв­ляются наиболее эффективными, так как сокращают расход пара, исключают обводнение топлива.
Пар под давлением (0,3 МПа) подается в паровую рубашку цистерны, и через стенку котла нагревает тонкий слой нефтепродукта,
 
10.3. Установка для разогрева высоковязкой  нефти и нефтепродуктов в железнодорожных цистернах методом циркуляционного размыва
 
 
 
 
 
 
 
 
 
граничащий со стенкой. В результате нагрева происходит скольжение нефтепродукта по горячей поверхности стенки сливному прибору и истечение в сливной желоб (рис. 10.4).
Однако у вагонов-цистерн с паровыми рубашками есть вещественный недостаток: увеличение веса тары и в связи с этим непроизводительные грузоперевозки.
Рис. 10.4. Межрельсовый сливной желоб со стационарными змеевиковыми подогревателями:
1 — четырехосная цистерна емкостью 50 м3; 2 — паровая ру­башка цистерны; 3 — сливной прибор;
4 — межрельсовый же­лезобетонный сливной желоб;
5 — змеевиковые подогреватели желоба;
6 — металлические крышки желоба; 7 — паровой шланг Dy = 32; 8 — паропровод; 9 — запорный вентиль Dу = 32′
10 — поворотная колонка Dy = 50 для присоединения шланга при ра­зогреве мазута острым паром
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Электроподогреватели представляют собой погружные фарфоровые цилиндры с намотанным на них проводником. Фар-1орсшые цилиндры нанизываются на стальные прутья, скреплен­ные с каркасом. Концы проводников выводятся к контактам на панели.
Мощность электрогрелок 50-70 кВт. Применяют их для подогрева вязких нефтепродуктов.
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 различны по конструкции. 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). Обычно в качестве источника энергии (тепла) для подогрева нефтепродуктов используется водяной пар.
Типичная схема змеевикового подогревателя состоит из двух магистралей (рис. 10.5): паровой — для подвода пара к змеевикам и конденсатной – для отвода его.
10.5. Схема наливной баржи для перевозки вязких нефте­продуктов: а — продольный разрез; б — палуба (план)
 
 
 
 
 
Свежий пар поступает в подогревательную систему из котла, а отработанный пар и кон­денсат через контрольный бак поступают в котел. Назначение контрольного бака — предотвращение попадания нефти в кон­денсат. Греющие элементы подогревателя обычно изготавливают из алюминиево-медных сплавов, обладающих хорошей теплопроводностью и коррозионной стойкостью.
Подогреватели в резервуарах выполняются в виде раз­личных конструктивных форм — змеевиковые и секционные (рис. 10.6) из трубчатых элементов. Для лучшего подогрева их размещают по всему поперечному сечению резервуара. Наи­большее применение имеют подогреватели, собираемые из от­дельных унифицированных секций.
Наряду с общим подогревом всего нефтепродукта приме­няют и так называемый местный подогрев. Местные подогрева­тели следует располагать поблизости от приемо-раздаточных устройств.
Рис. 10.6. Компоновка секционных подогревателей в резервуаре объемом 5000 м3
 
 
 
 
 
 
 
При циркуляционном методе подогрева нефтепродукт со­бирается из’ нижней части резервуара и насосом прокачиваете» через внешний подогреватель-теплообменник. В этом случае внутри резервуара устанавливается кольцевой подающий трубопроводе „повод и местный подогреватель у заборной трубы. Теплообмен­ники устанавливают индивидуально у каждого резервуара.
Основными из подогревателей трубопроводов являются паровые подогреватели и электрические. Паровые (рис. 10.7) вы­полняются в виде паровых спутников-паропроводов, проклады­ваемых вместе и параллельно с нагреваемым трубопроводом. Существуют 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 трубопроводом и заключаются в общую с ним изоляцию или прокладываются в канале.
Рис. 10.7. Теплоизоляция нефтепродуктопровода со спутником:
1 — нефтепродуктопровод;
2 — минераловатные скорлупы; 3 — бандаж из полосовой стали; 4 — плетеная сетка; 5 — подкладка под спутник; 6 — крепление подкладки из проволоки; 7 — паровой спутник
 
 
 
 
 
 
 
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). Они представляют собой (рис. 10.8) узкую эластичную ленту, состоящую из медных и нихромовых проволок, сплетенных стеклонитью.
Рис. 10.8. Гибкая электронагревательная лента:
а — схема; б — присоединение ленты к арматуре; 1 — штепсельный разъем;
2 — заливка; 3 — герметизирующее
покрытие; 4 — тканевая основа;
5 — подогревательные провода;
6 — токонесущие провода; 7 — концевая заглушка
 
Для придания влагостойкости ленту покрывают кремнеорганической резиной, которая служит также защитной электроизоляционной оболоч­кой. В таком виде ленту наматывают на трубопровод и покрыва­ют снаружи слоем тепловой изоляции. Лента снабжена штеп­сельным разъемом для быстрого подключения к сети.
Известны и другие способы электроподогрева, например, при помощи электрокабелей, прокладываемых внутри трубопро­вода или привариваемых снаружи.
При расчете подогревателей определяют поверхность теп­лообмена, расход теплоносителя и конструктивные размеры по­догревателей. Для этого необходимо знать начальную и конеч­ную температуру подогрева нефтепродукта.
Когда неизвестна начальная температура (т.е. темпера­тура остывания продукта), ее определяют специальным расче­том в зависимости от температуры окружающей среды, про­должительности хранения, температуры первоначально залито­го продукта и др. Начальная температура определяется по фор­муле В.Г. Шухова
 при
где tH — вероятная температура нефтепродукта в конце хране­ния, °С; t0 — температура окружающей среды, °С; t3 — темпе­ратура заливки в емкость, °С; х — скрытая теплота плавления па­рафина; К — полный коэффициент теплопередачи от нефтепро­дукта в окружающую среду, Вт/(м2оС); F — полная поверхность охлаждаемой емкости, м2; τ — время хранения, ч; G — масса нефтепродукта, т; Ср — массовая теплоемкость нефтепродукта, Дж/(кг °С);
Конечная температура подогрева должна соответствовать оптимальной температуре, т.е. такой температуре, когда при ми­нимальном расходе тепла и, следовательно, затрат обеспечивает­ся операция по сливу и наливу нефтепродукта. При этом имеется в виду обеспечение нормальных условий всасывания, перекачки по трубопроводам или самотечной выдачи в транспортные емко­сти.
Оптимальная температура нефтепродукта должна нахо­диться между температурой застывания и температурой вспышки и отвечать условиям наименьшего расхода энергии на подогрев.
Общее количество тепла, необходимое для разогрева неф­тепродукта, определяют по формуле
Q = q1 + q2 + q3,
где q1 =G· c · (tktH) — тепло, необходимое для разогрева всей массы нефтепродукта G от начальной tH до конечной tk темпера­туры. Здесь с — удельная теплоемкость, Дж/(кг · °С); q2 = Gn · х —тепло, необходимое на расплавление застывшего нефтепродукта в количестве Gn. Здесь х — скрытая теплота плавления парафи­на; q3 = К · F ·τ (tcp t0) — тепловые потери в окружающую среду. Здесь К — полный коэффициент теплопередачи от нефте­продукта в окружающую среду, Вт/(м2 ·°С); F — поверхность ох­лаждения, м2; т — время разогрева, ч; tcp — средняя температу­ра нефтепродукта в резервуаре за время разогрева, °С; t0 — температура окружающей среды, °С.
Коэффициент теплопередачи К рассчитывают в зависимо­сти от типа емкости, а также принимают по опытным или спра­вочным данным. При уточненных расчетах коэффициент К опре­деляют из уравнения
K=
 
где Кс, Кд, Кк — коэффициенты теплопередачи соответствен­но стенки, днища и крыши, принимаемые Кс = 5-7 Вт/(м2 · °С); Кд= 0,3 Вт/(м2 ·°С); Кк = 1 Вт/(м2 · °С); Fc, Fd, FKплощади стенок, днища и крышки резервуара.
Среднюю расчетную температуру нефтепродукта tcp опре­деляют по формуле
tср =0,5· (tH+tK) при 
или
 
где tH и tK — начальная и конечная температура нефтепродукта, °С; t0 — температура окружающей среды, °С.
Температура окружающей среды для наземных и полупод­земных резервуаров
где tг и te — температура грунта и воздуха, окружающих резер­вуар; Fa и Fe — поверхности резервуара, соприкасающиеся с грунтом и воздухом.
Часовой расход тепла на разогрев всей массы нефтепро­дукта
где — часовой расход тепла,  затрачиваемый на потери тепла в окружающую среду.
Требуемый часовой расход тепла, начальную и конечную температуру подогрева, поверхность нагрева трубчатых подогре­вателей (в м2) определяют по формуле
где f — поверхность нагрева подогревателя; q — часовой расход тепла (теплопроводность подогревателя) ккал/ч; КТ — коэффи­циент теплопередачи от пара (или другого теплоносителя) к нефтепродукту, ккал/(м2ч°С); QТН — средняя разность темпе­ратур между теплоносителем и нефтепродуктом, °С; т — время разогрева нефтепродукта; tn и tK — температура пара и конден­сата, °С.
Общую длину L трубы подогревателя при принятом диа­метре d находим из выражения
и  соответственно число секций п при длине труб в секции l
.
Массовый расход Gn пара (в кг/ч) на подогрев нефтепродукта
где in  и  iK — соответственно теплосодержание (энтальпия) пара и конденсата, ккал/кг.