Конструкции и расчет подогревателей

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 D_y = 32; 8 — паропровод; 9 — запорный вентиль D_у = 32'

10 — поворотная колонка D_y = 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 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 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 t_H — 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/(м^2оС); 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 · (t_k-t_H) — тепло, необходимое для разогрева всей массы нефтепродукта G от начальной t_H до конечной t_k темпера­туры. Здесь с — удельная теплоемкость, Дж/(кг · °С); q₂ = G_n · х -тепло, необходимое на расплавление застывшего нефтепродукта в количестве G_n. Здесь х — скрытая теплота плавления парафи­на; q₃ = К · F ·τ (t_cp –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; t_cp — 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 К_с, К_д, К_к — коэффициенты теплопередачи соответствен­но стенки, днища и крыши, принимаемые К_с = 5-7 Вт/(м² · °С); К_д= 0,3 Вт/(м² ·°С); К_к = 1 Вт/(м² · °С); F_c, F_d, F_K - площади стенок, днища и крышки резервуара.

Среднюю расчетную температуру нефтепродукта t_cp опре­деляют по формуле

t_ср =0,5· (t_H+t_K) при

или

где t_H и t_K — начальная и конечная температура нефтепродукта, °С; t₀ — температура окружающей среды, °С.

Температура окружающей среды для наземных и полупод­земных резервуаров

где t _г и t_e — температура грунта и воздуха, окружающих резер­вуар; F_a и F_e — 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; К_Т — коэффи­циент теплопередачи от пара (или другого теплоносителя) к нефтепродукту, ккал/(м²ч°С); Q_ТН— средняя разность темпе­ратур между теплоносителем и нефтепродуктом, °С; т — время разогрева нефтепродукта; t_n и t_K — 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 G_n пара (в кг/ч) на подогрев нефтепродукта

где i_n и i_K — соответственно теплосодержание (энтальпия) пара и конденсата, ккал/кг.