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:
1) 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.
2) 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 нефтеналивныхсудов 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 вязкихнефтепродуктов: 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 резервуарахвыполняются 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 циркуляционномметоде 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 трубопроводовявляются 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 электрическихподогревателей 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 · (tk-tH) — 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, FK - площади 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.
Дата добавления: 2016-01-26; просмотров: 4240;