Оборудование для подогрева нефти и нефтепродуктов в резервуарах

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, теряют текучесть и их транспортирование без подогрева становится невозможным.

В табл. 5.4 показано изменение вязкости от температуры для бензина марки Аи-95 и минерального моторного масла М-6₃ 10 Г.

Таблица 5.4

Изменение кинематической вязкости нефтепродуктов
от температуры

Из анализа табл. 5.4 следует, что вязкость бензина практически не зависит от температуры, а вязкость масла резко возрастает с понижением температуры и при низких температурах оно нуждается в подогреве.

Подогрев осуществляется при хранении, транспортировке, приёмных и раздаточных операциях.

Подогрев высоковязких и легкозастывающих нефтепродуктов следует производить до температуры, обеспечивающей его кинематическую вязкость не более 600 мм²/с (сСт).

Температура подогрева мазутов не должна превышать 90 ^оС, а для масел – 60 ^оС.

Температура подогрева должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродукта в закрытом тигле не менее чем на 25 ^оС.

В качестве теплоносителя следует использовать водяной насыщенный пар или перегретую воду. При соблюдении пожарной безопасности возможно применение электроподогрева.

Для подогрева нефтепродуктов применяют различные теплоносители: водяной пар, горячую воду, горячие газы и нефтепродукты, электроэнергию. Наиболее часто применяют 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 80–90 °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 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.

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 этой связи электроподогрев применяется для нефтепродуктов с высокой температурой вспышки и главным образом для масел перед сливом их из вагонов-цистерн.

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 в основном для разогрева топочного мазута при сливе из железнодорожных цистерн. Недостаток данного способа – необходимость удаления в дальнейшем воды из обводнённого 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, а также железнодорожных цистерн.

Конструкции подогревателей

По конструкции подогреватели в зависимости от назначения делятся на подогреватели при сливе нефтепродуктов из ёмкостей, 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 они представляют собой перфорированные трубчатые шланги, помещенные в толщу жидкости, пар поступает через отверстия в шлангах. 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. 5.1). Стационарные находятся внутри цистерны постоянно (рис. 5.2). Подогреватели изготавливают из дюралюминиевых труб; состоят из трех секций, помещаемых в цистерну поочередно.

На рис. 5.2 показана цистерна с подогревателем нефтепродукта паром. Паровой подогреватель состоит из трех секций змеевиков – центральной 1 и двух боковых 2. В цистерну опускается вначале центральная секция, а затем заводятся боковые секции.

Рис. 5.2. Паровой змеевиковый подогреватель

Электрический подогрев применяют для снижения вязкости темных нефтепродуктов (мазута, масел). Общая мощность электронагревателей достигает 50 – 70 кВт.

Расчет электрических нагревателейсводится к определению его мощности:

Р = U∙I, (5.10)

где U – напряжение сети, В;

I – сила тока, А.

Время нагрева нефтепродукта в секундах определяется из выра­жения

, (5.11)

где – количество теплоты, Дж, необходимое для нагрева нефтепродукта массой М, кг, на требуемую величину изменения температуры . Величина с_р – средняя теплоемкость, равная для нефтепродуктов 2100 Дж/(кг∙К).

Величину тока I находят из выражения (5.10), а сопротивление нагревательного элемента R определяют из выражения U / I.

В табл. 5.5 приведены характеристики ряда нагревательных элементов, используемых для нагрева мазута малых объемов.

Таблица 5.5

Характеристики электронагревательных элементов

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 в резервуарах выполняются в виде различных конструктивных форм – змеевиковых и секционных из трубчатых элементов. Для лучшего подогрева их размещают по всему поперечному сечению резервуара. Наиболее часто применяют подогреватели, собираемые из отдельных унифицированных секций (рис. 5.3).

Подогревательные элементы (ПЭ) стандартизированы по размерам, что облегчает их подбор при известной площади нагрева. В табл. 5.6 указаны типы ПЭ и их поверхность нагрева.

Таблица 5.6

Типы нагревателей

Наряду с общим подогревом всего нефтепродукта применяют и так называемый местный подогрев. Местные подогреватели следует располагать поблизости от приемных и раздаточных устройств.

Рис. 5.3. Компоновка секционных подогревателей
в резервуаре объёмом 5000 м³

При циркуляционном методе подогрева нефтепродукт собирается из нижней части резервуара и насосом прокачивается через внешний подогреватель-теплообменник. В этом случае внутри резервуара устанавливаются кольцевой подающий трубопровод и местный подогреватель у заборной трубы. Теплообменники располагают индивидуально у каждого резервуара.

В качестве электрических подогревателей применяют гибкие нагревательные элементы в виде отдельных блоков. Они представляют собой эластичную ленту, состоящую из медных и нихромовых проволок, сплетенных стеклонитью (рис. 5.4). Для придания влагостойкости ленту покрывают кремнеорганической резиной, которая служит также защитной электроизоляционной оболочкой. Ленту закрепляют на трубопроводе и покрывают снаружи слоем тепловой изоляции. Длина ленты зависит от количества последовательно соединенных блоков. Лента снабжена штепсельным разъемом для быстрого подключения к сети.

Рис. 5.4. Электронагревательная гибкая лента ЭНГЛ-180:
1 – штепсельный разъем; 2 – концевая заделка; 3 – герметизирующая оболочка
из кремнеорганической резины; 4 – стекловолоконная основа;
5 – нагревательные нихромовые жилы; 6 – токоведущие провода

На рис. 5.5 показана схема подогрева стального резервуара при помощи гибких нагревательных элементов [18]. Данная схема применяется в основном для поддержания постоянной температуры нефтепродукта при снижении температуры окружающей среды.

Рис. 5.5. Устройство для электроподогрева стальных резервуаров:
1 – корпус резервуара; 2 – гибкий ленточный подогреватель;
3 – стальной уголок с изоляцией; 4 – контактные пластины; 5 – трансформатор

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

Оптимальная температура нефтепродукта должна находиться между температурой застывания и температурой вспышки и отвечать условиям наименьшего расхода энергии на подогрев.

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

(5.12)

где – теплота, необходимая для разогрева всей массы нефтепродукта М от начальной до конечной температуры;

с_р – удельная изобарная теплоемкость, Дж/(кг∙К);

– теплота, необходимая на расплавление застывшего нефтепродукта (парафина) в количестве М_п;

х – скрытая теплота плавления парафина;

– тепловые потери в окружающую среду;

K – коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду, Вт/(м²∙К);

F – поверхность охлаждения, м²;

– время разогрева;

– средняя температура нефтепродукта в резервуаре за время разогрева, °С;

– температура окружающей среды, °С.

Удельная массовая теплоемкость для нефтепродуктов лежит в пределах 1600–2500 Дж/(кг∙К). Для расчетов принимают среднее значение, равное 2100 Дж/(кг∙К).

В табл. 5.7 указаны температура плавления и необходимое значение теплоты для плавления 1 кг парафина.

Коэффициент теплопередачи K рассчитывают в зависимости от типа емкости, толщины стенок, изоляции, способов хранения (наземный, подземный), а также принимают по опытным или справочным данным. При расчетах коэффициент K для стенок наземных металлических резервуаров принимают равным 5–7 Вт/(м²∙К).

Таблица 5.7

Показатели качества парафинов

При расчете потерь теплоты через стенку резервуара за один час коэффициент теплопередачи K_ч будет иметь единицу величины, кДж/(м²∙ч∙°С): для металлических неизолированных наземных резервуаров K_ч = 25, для изолированных – 12,5, для подземных – 11,3.

Для наземных резервуаров температуру окружающей среды принимают равной температуре наружного воздуха, для подземных резервуаров – равной +5 °С.

Время разогрева и слива нефтепродукта, например мазутов марки
М-40 и М-100, зависит от температуры окружающей среды: в теплый период соответственно 3 и 4 ч, а в холодный период (с 15 сентября по 15 апреля), соответственно 6 и 10 ч.

Суммарное время разогрева и слива железнодорожной цистерны, заполненной нефтепродуктом, зависит от его кинематической вязкости, температуры застывания и приведено в табл. 5.8.

Таблица 5.8

Суммарное время на разогрев и слив вязких
и застывающих нефтепродуктов

Среднюю расчетную температуру нефтепродукта t_cp определяют по формуле

при (5.13)

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

– температура окружающей среды, °С.

Температура окружающей среды для наземных и полуподземных резервуаров

(5.14)

где и – температура грунта и воздуха, окружающих резервуар;

и – поверхности резервуара, соприкасающиеся с грунтом и воздухом.

Тепловой поток необходим для разогрева всей массы нефтепродукта:

(5.15)

где – расход тепла, затрачиваемый на потери тепла в окружающую среду;

– время разогрева нефтепродукта.

Поверхность нагрева трубчатых подогревателей определяют по формуле

или (5.16)

где F – поверхность нагрева подогревателя м²;

Ф – тепловой поток, кДж/с;

– коэффициент теплопередачи от пара (или другого теплоносителя) к нефтепродукту;

Т_ТН – средняя разность температур между теплоносителем и нефтепродуктом, °С (средний температурный напор);

и – температура пара и конденсата, °С.

Общую длину L трубы подогревателя при принятом диаметре d находим из выражения

(5.17)

и соответственно число секций n при длине труб в секции l

(5.18)

Массовый расход m пара (кг/c) на подогрев нефтепродукта

(5.19)

где и – соответственно энтальпия пара и конденсата, кДж/кг.

Огнепреградители

Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они в обязательном порядке оснащаются огневыми предохранителями (рис. 5.6). В тех случаях, когда огневые предохранители не встроены в корпус клапанов, они устанавливаются между клапаном и монтажным патрубком резервуара. Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстие малого сечения в условиях интенсивного кислорода.

Рис. 5.6. Огнепреградитель

Сифонный кран

Кран сифонный (КС) (рис. 5.7) является комплектующим изделием вертикальных цилиндрических резервуаров (РВС) для хранения и раздачи нефти и нефтепродуктов. Предназначен для спуска подтоварной воды из резервуаров.

Рис. 5.7. Сифонный кран

Краны выпускаются трех исполнений: КС-50, КС-80 и КС-80СС. Кран КС-80СС выпускается для резервуаров с защитной стенкой.

Краны предназначены для эксплуатации в условиях района с умеренным, холодным и тропическим климатом. Климатическое исполнение У, УХЛ и Т категории размещения 1 по ГОСТ15150-68.

Пример условного обозначения крана сифонного с условным проходом 50 мм для поставки внутри страны и на экспорт в страны с умеренным климатом: КС-50 ТУ 3689-029-79167039-2006.

Кран состоит из крана проходного муфтового или задвижки клиновой, устанавливаемых на горизонтальном конце изогнутого патрубка, ручки для поворота патрубка в нужное положение, фланцев, привариваемых к наружным стенкам резервуара с предварительно вырезанным отверстием диаметром d в резервуаре.