Подогрев нефти и нефтепродуктов

Для увеличения текучести многие нефтепродукты, в первую очередь вязкие нефтепродукты, требуют подогрева, так как текучесть их является необходимым условием для производства операции налива, слива и перекачки. В подогревательных устройствах применяют следующие теплоноси­тели: водяной пар, перегретую воду и электроэнергию.

Водяной пар - наиболее распространенный вид теплоносителя, обладающий большим теплосодержанием, высоким коэффициентом теплоотдачи и малой поте­рей тепла. При транспортировании пара регулирование процесса подогрева достаточно простое. Горячая вода применяется для подогрева при наличии ее в больших количествах. Теплосодержание горячей воды в 5—6 раз меньше, чем насыщенного пара, в связи с чем площадь подогревателей увеличивается.

В настоящее время все большее применение находит электроподогрев вязких нефтепродуктов, особенно при транспортировании по внутрибазовым трубопрово­дам и при подогреве в железнодорожных цистернах.

Подогрев нефтепродуктов в резервуарах. Для подогрева вязких нефтепро­дуктов в резервуарах используют насыщенный пар и (редко) горячую воду. С этой целью резервуары оборудуют секционными подогревателями. Наличие много­секционных подогревателей дает возможность регулировать нагрев нефтепродукт тов. Для разогрева всего нефтепродукта в резервуаре используют общие секцион­ные подогреватели, а для нагрева его в месте отбора — местные.

Подогреватели секционного типа изготовляют в соответствии с нормалью нефтяной промышленности Н 550—51 и комплектуют из следующих узлов:

а) подогревательных элементов типов ПЭ-1 ПЭ-6;

• б) коллекторов для монтажа подогревательных элементов типов К-1, -.., К-4;

в) стоек для крепления подогревательных элементов и труб, подводящих пар и отводящих конденсат.

В настоящее время нашла применение циркуляционная система подогрева мазутов, особенно в резервуарных парках теплоэлектростанций. Указанная система требует большого расхода пара и устройства централизованной тепло- обменной-установки. Суть ее заключается в том, что часть нефтепродукта, не утратившая текучести или предварительно разогретая подогревателями, заби­рается из резервуара насосом и прокачивается через теплообменную установку, где нагревается и подается обратно в резервуар с холодным нефтепродуктом. Циркуляция нефтепродукта ведется до тех пор, пока нефтепродукт в разогревае­мом резервуаре не будет нагрет до необходимой температуры.

Электроподогрев с применением гибких нагревательных элементов. Для разо­грева вязких нефтепродуктов при их транспортировке и отпуске потребителям все большее применение находит электроподогрев с применением гибких нагре­вательных элементов (ГНЭ). ГНЭ представляют собой гибкую ленту шириной Размеры ГНЭ (ширина, длина и толщина) различны в зависимости от мощности элемента. Внутри элемента находятся нагревательные жилы из нихромовой проволоки (от 4 до 20 шт.) и токонесущие жилы из медной проволоки, изолированные друг от друга тканым стекловолокном с теплостойкостью 500° С. Поверхность элемента покрыта крем- ниеорганической резиной с теплостойкостью до 180° С или кабельным пластиком с теплостойкостью до 80" С. ГНЭ подключаются к электросети напряжением 220 в. Мощность (потребляемая) — 0,3—1,5 квт. Для подключения к сети на одном конце ленты имеется штепсельный разъем.

ГНЭ применяются там, где необходимо произвести подогрев небольшого участка трубопровода, например сливо-наливных устройств для отпуска масел и высоковязких нефтепродуктов, коротких участков труб, по которым произво­дится редкая перекачка й нет необходимости держать находящийся в ней вязкий нефтепродукт в разогретом состоянии, что приводит к большим непроизводи­тельным потерям пара. При помощи ГНЭ можно разогреть нефтепродукт до не­обходимой температуры в короткое время.

Методы и средства подогрева нефтепродуктов

В подогревательных устройствах нефтебаз для получения тепло­ты используются: насыщенный водяной пар, электроэнергия, горя­чая вода и горячие нефтепродукты.

Насыщенный водяной пар — наиболее распространенный и до­ступный вид теплоносителя, который, как правило, имеется на всех нефтебазах. Он обладает сравнительно большим теплосодержани­ем, высоким коэффициентом теплоотдачи, легко транспортируется и безопасен в пожарном отношении.

Широкое использование электроэнергии для подогрева нефте­продуктов обусловлено ее доступностью, простотой применения и относительно невысокой стоимостью.

Горячая вода имеет теплосодержание в 4...5 раз меньше, чем на­сыщенный водяной пар, и поэтому используется для подогрева неф­тепродуктов на нефтебазах очень редко. Кроме того, ее использова­ние может привести к обводнению нефтепродуктов.

Горячие нефтепродукты имеют теплосодержание примерно в 2 раза меньше, чем вода, что делает их еще менее эффективным те­плоносителем. Но при их использовании обводнение нагреваемой жидкости исключается.

Выбор типа теплоносителя и способа его использования опреде­ляется физико-химическими свойствами нефтепродуктов, допусти­мостью их обводнения, а также технико-экономическими показате­лями различных способов подогрева.

44 Подогрев вязких и застывающих нефтепродуктов производят при проведении технологических операций по приему, отпуску и регенерации нефтепродуктов с целью увеличения их текучести и уменьшения гидравлического сопротивления при перекачке.

Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах не должна превышать 90°С и должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов в закрытом тигле не менее чем на 35°С. За температурой подогрева нефтепродуктов должен быть установлен постоянный контроль.

Для подогрева используют водяной насыщенный пар, перегретую промтеплофикационную воду или электроэнергию.

Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия. В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов:

стационарные и переносные;

общие и местные;

трубчатые, циркуляционного подогрева;

паровые, электрические и др.

Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45°С.

Для подогрева вязких нефтепродуктов в вертикальных резервуарах используются, как правило, стандартные секционные трубчатые подогреватели, а в горизонтальных резервуарах - змеевиковые подогреватели.

Вопрос 45

Подогрев с помощью устройства ПГМП-4. Паровой гидромеханический подогреватель ПГМП-4 с четырьмя шпековыми насосами предназначен для подо­грева вязких нефтепродуктов при сливе их из железнодорожных цистерн на нефте­базах, обеспечивающих расход пара до 0,5 т/ч. Подогреватель позволяет произво­дить слив основной массы жидкости одновременно с подогревом и последующим догревом остатка, что обеспечивает полный слив и сокращает затраты энергии и простои цистерн под сливом. Подогреватель состоит из стойки и шарнирно соединенных с ней раскладывающихся подогревателей.

Посредством двух патрубков и шарниров каждый подогреватель подсоеди­нен к стойке. Внутри одного шарнира в подогреватель проходит пар, через другой шарнир из подогревателя выходит конденсат. Вертикальный вал связан с гори­зонтальными валами. через редуктор 6 с помощью шарнирных муфт 5. Валы снаб­жены опорами качения. Направление вращения таково, что насосы, установлен­ные на внешних концах подогревателей, подают подогретый нефтепродукт в тор­цевые части цистерны, а на внутренних — к сливному прибору. Для раскладки подогревателей в рабочее положение служат плоские пружины и отмыкающее устройство, замок которого открывают рукояткой, помещенной в верхней части стойки. Подогреватели складываются* при помощи подъемного троса. Для под- пода пара и отвода конденсата используют армированные резиновые шланги. На паропроводе перед устройством устанавливают манометр на давление 5 кг/см², а на конденсатопроводе — конденсационный горшок с условным проходом 25 мм, снабженный перепускной линией с вентилем. Для подъема, погружения в ци­стерну, раскладывания и складывания ПГМП-4 применяют кран-укосину и элек­троталь.

Подогрев с помощью устройства ЭГМП-4. Электрический гидромеханиче­ский подогреватель ЭГМП-4 с четырьмя шнековыми насосами конструктивно выполнен аналогично ПГМП-4, только вместо паровых подогревателей установ­лены электрические с токоподводяшими кабелями, которые проложены в трубах стойки. Электроподогрев можно применять для нефтепродуктов с температурой вспышки более 120° С. Для подъема, погружения в цнстерну, раскладывания и складывания ЭГМП-4 применяют кран-укосину и электроталь грузоподъемностью 500 кг. Указанное устройство применяют на нефтебазах, имеющих в достаточном количестве электроэнергию, но не имеющих необходимого количества пара для применения паровых подогревателей.

Подогрев с помощью установки УРС-2. Работа установки УРС-2 основана на методе циркуляционного разогрева нефтепродукта в железнодорожных ци­стернах с использованием перемещающейся затопленной струи. Установка со­стоит из следующих основных узлов (рис. 10.2): устройства УР-5 3, осуществ­ляющего непосредственный подогрев нефтепродукта в цистерне перемещающейся горячен струен сливаемого нефтепродукта, устройства для герметизированного слива 4 типа АСН-8Б, трубчатого теплообменника 7, насоса 6 и электродвига­теля 5, трубопровода 2 с шарнирными соединениями для подключения напор­ного трубопровода к "разогревающему устройству УР-5.

Установка УРС-2 работает следующим образом. Устройство АСН-8Б при­соединяют к сливному патрубку цистерны. В паровые рубашки АСН-8Б, па­трубка сливного прибора цистерны, а также в теплообменник подают пар. За­тем открывают клапан сливного прибора цистерны. В теплообменник начинает поступать нефтепродукт. При помощи крана-укосины 1 с лебедкой в цистерну опускают устройство УР-5, крепят его на люке цистерны и соединяют шарнир­ным трубопроводов с напорной линией насоса. Включают в работу насос 5, который забирает из теплообменника подогретый нефтепродукт и подает его в устройство УР-5. В начальный период подогрева трубы-сопла устройства находятся в сложенном состоянии и горячий нефтепродукт, вытекая из них, прогревает нефтепродукт у сливного прибора. Смесь холодного и горячего нефтепродукта поступает в сливной патрубок цистерны, что увеличивает производительность слива. После некоторого подогрева нефтепродукта а центральной зоне цистерны включают гидромонитор УР-5.

Для осуществления возвратно-поступательного движения труб-сопел УР-5. часть горячего нефтепродукта с температурой от 60 до 80° С поступает через'кран- переключатель в верхнюю или нижнюю полость гидроцилиндра установки^пор­шень гидроцилипдра, перемещаясь под давлением горячего нефтепродукта, че­рез тяги осуществляет перемещение сопел вдоль нижней образующей котла ци­стерны. Механическое перемещение сопел и струй, вытекающих из них, обеспе­чивает перемешивание нефтепродукта, в цистерне и равномерный его'разогрев. После слива основной массы нефтепродукта при уровне его в цистерне в 30— 35 см слив прекращают, догревают оставшуюся часть нефтепродукта до темпера­туры, соответствующей вязкости 0,0005 сст, и производят окончательный слив. При этом способе разогрев нефтепродукта происходит одновременно со сливом, дао ccv, rvanj^OT время слива.

Вопрос 46

Подогрев нефтепродуктов в резервуарах. Для подогрева вязких нефтепро­дуктов в резервуарах используют насыщенный пар и (редко) горячую воду. С этой целью резервуары оборудуют секционными. подогревателями. Наличие много­секционных подогревателей дает возможность регулировать нагрев нефтепродукт тов. Для разогрева всего нефтепродукта в резервуаре используют общие секцион­ные подогреватели, а для нагрева его в месте отбора — местные.

Подогреватели секционного типа изготовляют в соответствии с нормалью нефтяной промышленности Н 550—51 и комплектуют из следующих узлов:

а) подогревательных элементов типов ПЭ-1 ПЭ-6;

б) коллекторов для монтажа подогревательных элементов типов К-1, -.., К-4;

Расчет подогревателей

Поверхность нагрева подогревателей и теплообменников, м²,

(10.12)

где ф — коэффициент, учитывающий переохлаждение конденсата до 100° С (табл. 10.4); kп— коэффициент теплопередачи от пара к нефти или нефтепродукту, ккал/(м²-ч-°С); t1 — начальная температура пара, °С; t2 — конечная температура, tср— средняя расчетная температура нефти и нефтепродукта,С.

Коэффициент теплоотдачи от стенок труб, подогревателя к нефтепродукту

при d³ (10.14)

при d³ (10.15)

где. А1 — коэффициент, равный (36+23) р20; А ₂ — коэффициент, равный (24,5+-15) р₂₀; d — диаметр труб подогревателей, м; tп—температура пара, °С; tср— средняя расчетная температура нефти или нефтепродукта, °С; v — кине­матическая вязкость нефти или нефтепродукта при среднеарифметической тем­пературе из температур пара и средней температуры жидкости, см²/сек; p20— плотность жидкости при 20° С, т/м³.

При расчете теплообменника коэффициент теплоотдачи от стенок трубок теплообменника к нефти и нефтепродукту определяется в зависимости от характера движения жидкости в трубах:

при ламинарном режиме (Re < 2200)

(10.16)

при -турбулентном режиме (Re > 2200)

(10.17)

гдй v — скорость движения нефти и нефтепродукта в трубах теплообменника, м/сек; d — диаметр трубок, м; tп — температура пара, °С; tср— средняя расчет­ная температура нефти или нефтепродукта, °С; В — поправочный коэффициент, зависящий от параметра и учитывающий степень развития турбулентного режима (табл. 10.5); v — кинематическая вязкость нефтепродуктов, принимаемая для ламинарного режима при среднеарифметической температуре из температур пара и средней температуры жидкости, а для турбулентного режима — при средней температуре жидкости.

Общая длина труб подогревателя при принятом диаметре змеевиков d, м,

L — S/(Пd). (10.18)

Предельная длина отдельных параллельных ветвей подогревателя, м,

(10.19)

где d — внутренний диаметр подогревателя, м; с — коэффициент, равный 0,00005 1/м; р1 — давление пара при входе в подогреватель, кгс/см²; р₂ — давле­ние пароводяной смеси при выходе из подогревателя, кгс/см²; с_си — коэффициент теплопроводности смеси; g — ускорение свободного падения, м/сек²; iп, i_K — среднее теплосодержание пара, конденсата, ккал/кг; k_n — коэффициент тепло­передачи от пара к нефтепродукту, ккал/(см²-ч-°С); t_n — средняя температура пара в секции подогревателя, °С; t_ср — средняя температура нефтепро­дукта, °С.

Таким образом, число секций подогревателя п = L/1, а расход пара на работу подогревателей, кг/ч,

(10.20)

где Q — часовой расход тепла на подогрев или полная теплопроизводнтельность подогревателей, ккал/ч.

Вопрос 49

Автозаправочные станции (АЗС) – представляют собой комплекс зданий, сооружений и оборудования, ограниченный участком площади, назначение которого – заправка жидким топливом, маслами, смазками, водой и воздухом автотранспортных средств, продажа масел и смазок, расфасованных в мелкую тару, запасных частей к автомобилям и оказание услуг по техническому обслуживанию.

АЗС можно классифицировать

· по месту размещения – городские, дорожные, сельские и гаражные;

· по конструкции – контейнерные, стационарные, передвижные;

· по функциональному назначению – для заправки государственного и общественного автотранспорта, для заправки личных автомобилей и частных фирм.

Использование типовых АЗС также может дать существенный экономических эффект. Рабочая документация в таких случаях привязывается к участкам строительства АЗС.

Привязка осуществляется в следующем порядке:

1. определение отметок зданий и сооружений и привязка их к топографической основе;

2. уточнение размеров, глубин заложения фундаментов с учетом гидрогеологических условий;

3. разработка узлов трубопроводных коммуникаций, проведение гидравлических расчетов и т.д.;

4. уточнение числа заправочных колонок и резервуарного оборудования;

5. проверка возможности работоспособности АЗС с использованием нового и перспективного оборудования.

Характеристики АЗС

По мобильности АЗС можно подразделить на стационарные, передвижные, контейнерные.

Схемы генеральных планов АЗС должны учитывать следующие основные технологические требования:

ü возможность заправки топливом автотранспортных средств с левосторонним, правосторонним и двусторонним расположением топливных баков;

ü независимый подъезд автотранспортных средств к заправочным колонкам;

ü минимальную протяженность коммуникаций топлива;

ü оптимальные радиусы поворота для автотранспорта;

ü достаточную зону для машин, ожидающих заправку;

возможность визуального контроля мест заправки из здания АЗС оператором должна определяться нормами.