Подогрев высоковязких нефтей

  Во избежание гидравлических ударов пароподогреватели перед пуском в них пара должны быть освобождены от воды (конденсата). Пуск пара осуществляют путем постепенного и плавного открытия паропропускных вентилей. При пуске пара в змеевики резервуаров все трубки для выпуска конденсата должны быть открыты.

С целью контроля за герметичностью пароподогревателей и предотвращения обводнения нефтепродукта необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата.

Конденсат от пароподогревателей, имеющий удовлетворительное качество, необходимо возвращать на внутрибазовые сети конденсаторов. Загрязненный конденсат, очистка которого невозможна, следует охлаждать с последующим сбросом в производственную канализацию.

 Прокладка паропроводов и  конденсатопроводов должна осуществляться  в соответствии с требованиями  СНиП 2.04.07-86.

В резервуарах осуществляют общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов. Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара. За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.

Общий электроподогрев применяют, если объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30 %-ной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

 Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме, в специальной нагревательной камере, оборудованной в резервуаре. Объем камеры принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта. Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1-2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

Комбинированный способ заключается в том, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т. Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим. Объем промежуточных резервуаров принимается равным максимальной суточной реализации нефтепродукта. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.

 Для разогрева нефтепродуктов  в резервуарах применяют блоки  электронагревателей типа БЭР, комплекты  блоков КЗ БЭР-12, грелки резервуарные  ГР9.

Погружные блоки электронагревателей резервуарные типа БЭР предназначены для разогрева вязких и застывающих нефтепродуктов с температурой вспышки паров не ниже 80 °С в резервуарах и других емкостях. Предусмотрены блоки четырех типоразмеров мощностью 6; 9; 12 и 18 кВт. 
Аналогичное назначение имеет комплект блоков электронагревателей резервуарных КЗ БЭР-12, состоящий из трех блоков мощностью по 12 кВт каждый. Общая масса комплектов блоков не более 118 кг.

Для разогрева вязких нефтепродуктов в раздаточных резервуарах вместимостью от 10 до 75 м3 применяют грелки резервуарные типа ГР-9, которые выпускаются двух типов соответственно для монтажа в наземных и подземных резервуарах.

Перекачка вязких нефтепродуктов по трубопроводам на нефтебазах осуществляется со значительными перерывами, что приводит в холодное время года к застыванию нефтепродуктов в трубопроводе и насосе, расположенных на открытом воздухе. В этом случае необходимо предусматривать поверхностный обогрев трубопроводов и технологического оборудования, используя ленточные гибкие нагреватели.

Элементы нагревательные гибкие ленточные предназначены для разогрева или компенсации теплопотерь трубопроводов и различного технологического оборудования.

Гибкие нагреватели должен обслуживать слесарь-электрик, прошедший инструктаж по охране труда при работах, связанных с обслуживанием электронагревательного оборудования. 
Персонал, обслуживающий средства комплексного электроподогрева вязких нефтепродуктов, обязан: знать схему питания нагревателей и схему регулирования температуры; строго соблюдать режим работы нагревателя, не допуская превышения заданной температуры; знать и соблюдать правила охраны труда; уметь определять неполадки в работе нагревателя.

Во время работы системы электроподогрева обслуживающий персонал обязан следить за температурой с помощью приборов регулирования и контроля, не допуская перегрева; при обнаружении неисправностей в системе электронагревателя немедленно принять меры по их устранению. 
В случае перегрева или других неисправностей должно быть немедленно отключено электропитание. 
Включение электроподогрева допускается только после полного устранения неисправностей. 

Определение вероятной температуры нефтепродукта в конце хранения или транспортировки

Для получения расчетной зависимости рассматривают общий случай передачи тепла от застывающего нефтепродукта в окружающую среду. Процесс передачи тепла разбивают на 2 периода:

1. охлаждение от температуры залива до температуры застывания нефтепродукта;

2. охлаждение нефтепродукта до образования корки застывшего нефтепродукта.

 

Исходные данные

Определить вероятную температуру нефти после 30 суток хранения в нетеплоизолированном резервуаре РВС 20000 с конической кровлей. Высота взлива нефти 9м. Температура закачки нефти в резервуар . Средняя толщина стенки резервуара 9 мм, кровли - 4 мм. Коэффициент теплопроводности стали . Температура воздуха в районе размещения резервуара в период хранения нефти , со скоростью ветра на уровне кровли – 2 м/с. Характеристики нефти таковы: плотность и кинематическая вязкость при 293К , ; коэффициент крутизны вискограммы . Температура грунта под днищем резервуара . Принять продолжительность дня , интенсивность солнечной радиации в полдень . 
Ход выполнения расчета

1. По таблице 1.8 для резервуара РВС 20000 находим Др=45,6 м; Нр=11,92 м; Нк=0,85 м;
2. Площадь поверхности днища резервуара, кровли и стенки, контактирующей с нефтью и газовым пространством,            , где

Др- диаметр резервуара;

Fд=  =1632,3 м2

, где

  высота кровли

Fк=  м2

 , где

 высота взлива нефти

Fст.ж = = 1288,6 м2

,где высота резервуара

Fст.г = = 418,1 м2

3. Общая площадь поверхности резервуара

F = = 6605,9 м2

4. Так как резервуар контактирует с двумя средами, то приведенная температура окружающей среды рассчитывается по формуле

T0 = ;

Где поверхности емкостей, соприкасающиеся с разными средами; средние температуры этих сред.

T0 =

5. Предварительная оценка средней температуры нефти за период хранения

 

 

6. Плотность, удельная теплоемкость, кинематическая вязкость, коэффициенты тепло- и температуропроводности при температуре T’ср по следующим формулам

Плотность нефтепродуктов

;

Где - плотность нефтепродукта соответственно при температурах Т и 293К; коэффициент обьемного расширения.

 

Удельная теплоемкость нефтепродуктов

 

 

Коэффициент теплопроводности нефтепродуктов

 

 

Вязкость нефтепродукта определяем по формуле Рейнольдса-Филонова

         

Где u- коэффициент крутизны вискограммы, 1/К; - кинематическая вязкость при известной температуре Т0

         

Коэффициент температуропроводности

 

 

7. Параметр Прандтля при температуре по формуле

 

 

 

8. Масса нефти в резервуаре

 

 

 

Расчет коэффициента теплопередачи через крышку

9. Задаемся ориентировочной температурой крыши Тст=280 К
10. Средняя температура газового пространства

 

11. Коэффициент объемного расширения паровоздушной смеси в газовом пространстве

 

12. Теплофизические параметры воздуха при температуре Тг.п

 

 

13. Кинематическая вязкость воздуха определяем по формуле

 

 

 

 

 

14. Вычислим параметр Грасгофа, предварительно заменив коническую кровлю равным по обьему цилиндром.

Эквивалентная высота цилиндра

 

 

 

Полная высота газового пространства

 

 

 

Параметр Грасгофа определяется по формуле

 

Где – характерный линейный размер(для вертикальных емкостей ; коэффициент обьемного расширения нефти; температура нефтепродукта(средняя);  температура стенки емкости или трубы.

 

15. Произведение параметров Прандтля и Грасгофа для газового пространства

 

16. Так как , то коэффициент теплоотдачи от «зеркала» нефти в газовое пространство резервуара определяется по формуле

 

 

17. Коэффициент конвекции определяется по формуле

 

 

 

 

18. Эквивалентный коэффициент теплопроводности газового пространства

 

 

 

19. Кинематическая вязкость воздуха при температуре 256 К

 

20. Число Рейнольдса при обдувании резервуара

 

21. Коэффициент теплопроводности, удельная теплоемкость и плотность воздуха при температуре окружающей среды по таблице

 

 

 

 

22. Критерий, характеризующий соотношение тепловых потоков, получаемых кровлей за счет солнечной радиации и конвекции определяется по формуле

 

Где интенсивность солнечной радиации в полдень с учетом облачности; плотность и удельная теплоемкость воздуха; скорость ветра; разность температур стенки (крыши) и воздуха, ; температура воздуха днем.

 

 

23. Интегральный коэффициент внешней теплоотдачи от поверхности крыши к воздуху в дневное время по следующей формуле

 

Где коэффициенты теплопроводности соответственно нефти (нефтепродукта) и воздуха; критерий, характеризующий отношение теплового потока, получаемого стенкой за счет солнечной радиации, к конвективному потоку теплоты.

 

24. Та же величина, но в ночное время по следующей формуле

 

 

 

25. Усредненная (за сутки) величина интегрального коэффициента внешней теплоотдачи для крыши по формуле

 

 

 

26. Коэффициент теплопередачи от нефти к воздуху через крышу резервуара определяем по следующей формуле

 

Где коэффициент теплоотдачи от зеркала нефтепродукта в газовое пространство резервуара; толщина гидрофобного слоя, днища, емкости, отложений, воды и т.д.; коэффициенты теплопроводности указанных слоев;

 

Следовательно,

27. Проверяем правильность выбора температуры крыши по следующей формуле

 

 

Так как расхождение ранее принятой температуры крыши и найденной в результате расчетов составляет

 

Следовательно, требуется повторить расчет при новой величине Тст

28. Задаем и уточняем величины параметров

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Так как

 

То дальнейшего уточнения температуры крыши резервуара не требуется.

Расчет коэффициента теплопередачи через стенку, контактирующую с газовым пространством резервуара

29. Так как стредняя температура газового пространства нами уже найдена (Тг.п=289 К), то величины при ней пересчитывать нет необходимости.
30. Задаемся ориентировочной температурой стенки 285,2
31. Параметра Грасгофа определяем по формуле