Подогрев и вероятная температура нефтепродуктов в резервуарах при хранении



На нефтебазах подогрев нефтепродуктов в резервуарах позволяет решить сложную задачу, связанную с операциями слива и налива продукта. Нефть и нефтепродукты при понижении температуры воздуха становится более вязкими и транспортирование их без подогрева становится невозможным [2].

Чтобы определить требуемую поверхность нагрева подогревателей и необходимое количество теплоты, для подогрева нефтепродукта, надо знать оптимальную начальную и конечную температуру этих продуктов.

Оптимальная начальная температура нефтепродуктов при подогреве — температура, которая поступает на нефтебазу или температура в конце срока хранения перед выдачей из резервуара. Температура, определяется с некоторой степенью вероятности и называется вероятной температурой нефтепродукта.

Оптимальная конечная температура нефтепродуктов определяется в зависимости от времени подогрева, от места расположения и для каких целей она подогревается. Температура подогрева должна быть такой, при которой осуществление сливоналивных операций на определенное расстояние в заданное сроки слива обеспечивало перекачку и всасывание нефтепродукта насосами.

Вероятную температуру рассчитывают, только в случаи охлаждения. Охлаждения возникает во время транспортировки нефтепродукта на нефтебазу сухопутным и водным транспортном. При определении вероятной температуры хранения, необходимо установить температурный перепад между начальной и конечной температурой поступления в резервуар. Температурный перепад зависит от интенсивности охлаждения за время хранения или время пути доставки. Факторы, влияющие на интенсивность охлаждения:

– способ транспортировки;

– температура налива;

– температура окружающей среды;

– температура воды, при осуществлении водной транспортировки;

– коэффициент теплопередачи;

– временя охлаждения;

– количество нефтепродукта;

– физические свойства нефтепродукта;

– габаритные размеры резервуара, автоцистерны, баржи и т. д.

1. Температура подогрева нефтепродуктов врезервуарах.Для подогрева применяют различные конструкции подогревателей:

1) Трубчатые паровые подогреватели. Подогреватели имеют два типа: змеевиковые и секционные;

2) Электронагревательные кабели и ленты;

3) Электронагревательные резервуарные блоки;

4) Подогрев с использованием теплового насоса и солнечной энергии;

5) Циркуляционные системы подогрева.

Трубчатые паровые подогреватели состоят из конструкции тонкостенных сварных труб, которые уложены на днище резервуара змейкой или в виде отдельных секций. Теплоносителем является пар, который проходит по системе труб и отдает свою теплоту нефтепродукту, не соприкасаясь с ним. Преимущество змеевикового подогревателя состоит в том, что разогревает все виды нефтепродуктов в резервуарах.

Секционный подогреватель состоит из отдельных стандартных элементов, который имеет четыре параллельные трубы, концы которых вварены в коллекторы диаметром 108 мм и длиной 450 мм. Каждая секция между собой соединяются при помощи муфт.

В качестве электрических подогревателей применяют гибкие кабели и ленты. Конструкция нагревательного элемента выполняется в виде зигзагообразной ленты, уложенной на вертикальной стенке резервуара и закрепленной уголками по всему периметру. Для увеличения эффективности нагрева применяют тепловую изоляцию.

Для резервуаров, которые предназначены для налива вязких нефтепродуктов в автоцистерны, железнодорожные цистерны, предусматривают дополнительные устройства, равным суточной или односменной реализации нефтепродукта, с местным парциальным подогревом в камерах. Процесс подогрева можно разделить на два этапа:

– предварительный;

– эксплуатационный.

В предварительном этапе температура нефтепродукта должна быть такой, чтобы подвижность всей массы обеспечивало подтекания к приемораздаточной трубе. В эксплуатационном этапе нагревают до необходимой температуры лишь то количество нефтепродукта, которое необходимо откачать. Предварительный подогрев осуществляется общими подогревателями, а эксплуатационный подогрев — местными подогревателями, расположенными у приемо-раздаточных патрубков резервуара.

Самым мощным местным подогревателем является подогревательсекционный коробчатой конструкции. Состоит подогреватель из трех параллельных ветвей, каждая ветвь имеет четыре параллельных секции, которые расположены на различной высоте внутри кожуха. Коэффициент полезного действия таких подогревателей равен 100 %.

Нефтяные базы, работающие в теплый период и имеющие потребителей теплоты только горячего водоснабжения, могут предусматривать автономные установки горячего водоснабжения, которые работают за счет использования солнечной энергии.

В современных солнечных коллекторах солнечная энергия преобразуется в тепловую, где температура теплоносителя может достигнуть 110 °С и выше. В настоящее время солнечную энергию преобразуют в низкопотенциальную тепловую, которая и необходима для работы тепловых насосов.

Парокомпрессорные установки — комплексные системы подогрева с использованием теплового насоса и солнечной энергии. В качестве теплоносителя, используют масла с малой вязкостью, высокой температурой вспышки и низкой температурой застывания. Достоинство установки: не потребуется сливать теплоноситель из солнечных коллекторов в зимний период, что сокращает эксплуатационные затраты.

Тепловой насос позволяет расширить продолжительность периода эксплуатации солнечных коллекторов, используя полученную от них теплоту окружающей среды в ночное время. Применение тепловых насосов с использованием низкопотенциального источника теплоты с температурой выше 10 °С позволяет экономить до 15–20 % топлива, затрачиваемого на подогрев вязких нефтепродуктов.

Оптимальная конечная температура подогрева нефтепродукта определяется условиями операций:

1. Температура подогрева при эксплуатации слива или налива должна обеспечить всасывание насосами нефтепродукта в заданные сроки на заданные расстояния.
2. Если продукт подогревается для хранения, то оптимальная конечная температура подогрева определяться из условия быстрого оседания отстаиваемых частиц.

Минимальная температура подогрева при сливе нефтепродукта из железнодорожных цистерн, нефтеналивных судов или резервуаров производится с помощью насосов и зависит от их всасывающей способности и может быть найдена по формуле

(1)

где — коэффициент крутизны вискограммы; — характеристики режима движения;– подача насоса; — известная вязкость нефтепродукта при температуре ; — длина и внутренний диаметр трубопровода; — поправка, учитывающая неизменность потока ( при турбулентном режиме, при ламинарном режиме); — всасывающая способность насоса; — разность геодезических отметок приемного патрубка емкости и насосной.

2. Вероятная температура хранения нефтепродуктов. Начальная температура нефтепродукта в резервуаре перед подогревом зависит от множество факторов:

– времени хранения;

– температуры окружающей среды;

– конструкции;

– габаритных размеров резервуара и т. д.

Учесть все факторы, от которых зависит температура нефтепродукта и определить точно температуру нефтепродукта в конце периода хранения практически невозможно, поэтому ее определяют с некоторой степенью вероятности и называют ее вероятной температурой [1, 3]. Вероятная температура нефтепродукта в конце периода хранения рассчитывается по формуле

,(2)

где — вероятная температура нефтепродукта в конце периода хранения, ⁰С; — температура окружающей среды, ⁰С; — температура нефтепродукта, с которой он был залит в емкость, ⁰С; — коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду, Вт/(м²град); F — полная поверхность охлаждения емкости, м²; — время хранения нефтепродукта, сут; G — масса нефтепродукта, т; — удельная массовая теплоемкость нефтепродукта, Дж/(кгК).

Средняя за время хранения температура нефтепродукта в емкости

. (3)

Вывод. Подогрев нефтепродуктов происходит за счет передачи теплоты от теплоносителя к нагреваемой жидкости через разделяющую стенку подогревателя. Если подогрев нефтепродукта отсутствует, это приводит к неполному сливу или наливу продукта, ухудшению качества вновь загруженного продукта, уменьшение грузоподъемности при транспортировки, увеличение сроков обработки эксплуатации. Таким образом, для тепловых расчетов при хранении и отпуске вязких нефтепродуктов необходимо знать начальную и конечную температуру, время хранения, температуру окружающей среды, конструкцию и габаритные размеры резервуаров. Как правило, учесть все факторы, от которых зависит температура нефтепродуктов в резервуаре, практически невозможно, поэтому ее определяют с некоторой степенью вероятности.

Литература:

1. Мартыненко, Г. Н. Температурный режим хранения нефтепродуктов в резервуарах / Г. Н. Мартыненко, С. Г. Тульская // Воронежский ГАСУ. — Воронеж, 2015. — 54 с.
2. Лапшин, А. А. Конструирование и расчѐт вертикальных цилиндрических резервуаров низкого давления: учебное пособие / А. А. Лапшин, А. И. Колесов, М. А. Агеева; Нижегород. гос. архит.-строит. ун-т. — Н. Новгород, ННГАСУ, 2009. — 122 с.
3. Тугунов, П. И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: учебник для вузов / П. И. Тугунов, В. Ф. Новоселов, А. А. Коршак, А. М. Шаммазов — Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. — 658 с.