Исследование
Несмотря на развитие трубопроводного транспорта, доли парафинистых и высокосмолистых высоковязких нефтей и нефтепродуктов (НиНП) в общем объеме транспортируемых грузов сравнительно не велика. Это объясняется рядом трудностей, связанных с особенностями свойств высоковязких и застывающих НиНП. Перекачка их осложняется в связи с высокой температурой застывания НиНП, и необходимостью внедрения усиленной теплоизоляции или подогрева емкостей для хранения нефти. Если вязкость возрастает вследствие понижения температуры, то усложняется пуск нефтепровода после остановки и возможно снижение пропускной способности нефтепровода.
Перекачка и хранение НиНП, вязкость которых и содержание парафина в них изменяются в широких пределах, имеет свои особенности. При перекачке, сливе и наливе высоковязких и высокозастывающих нефтей требуется подогревать или смешивать их с маловязкими и низкозастывающиминефтями и компонентами.
Номенклатура нефтей и нефтепродуктов, которые необходимо подогревать в основном определяется:
- физическими свойствами НиНП (вязкостью, крутизной вязкостной кривой, пределом текучести, склонностью выделения парафина и отложения его на стенках трубопровода;
- гидравлическими условиями (длиной нефтепровода, температурным режимом трассы, непрерывностью перекачки).
Прокачиваемость нефти зависит от содержания в ней парафина, который кристаллизуется при снижении температуры ниже 50 °С, нефтепродуктов - от их реологических свойств. Чтобы иметь возможность сливать НиНПиз резервуара в трубопровод, необходимо повысить их текучесть путем снижения вязкости. На нефтебазах применяется в основном один способ снижения вязкости - их подогрев.
Кроме технических проблем подготовка к приему и отгрузке НиНП на нефтебазах связана со значительными экономическими затратами, которые увеличивают издержки обращения на их перевалку и реализацию.
В качестве теплоносителей применяются: горячая вода; водяной насыщенный пар; горячие газы и электроэнергия.
Горячая вода применяется в случаях, когда ее имеется в большом количестве. Но применяется она редко, так как теплосодержание воды в 5-6 раз меньше теплосодержания насыщенного пара.
Водяной пар имеет наибольшее применение, так как обладает высоким теплосодержанием, хорошей теплоотдачей, легко транспортируется, не представляет пожарной опасности. Обычно используют насыщенный пар давлением 0,3-0,4 МПа (3—4кг/см2).
Горячие дымовые газы имеют ограниченное применение, так как они отличаются от других теплоносителей малым теплосодержанием, низким коэффициентом теплоотдачи и малой объемной удельной теплоемкостью, и поэтому требуется их выработка в больших количествах.
Электрическая энергия — наиболее прогрессивный, но в то же время наиболее дорогой теплоноситель на современном этапе. Но благодаря ряду своих преимуществ: возможности передачи на большие расстояния, простоте конструкции подогревателей, высокой технической эстетике и культуре производства и других качеств.
Для обеспечения возможности транспорта и хранения парафинистых и высокосмолистых высоковязких НиНП в условиях нефтебаз и магистральных насосных станций применяются следующие способы подогрева:
- подогрев острым паром. Этот метод заключается в том, что в подогреваемую жидкость подается водяной пар. Перемешиваясь с разогретой жидкостью и конденсируясь в ней, водяной пар отдает свою теплоту, одновременно обводняя продукт и понижая его вязкость;
- внутренний подогрев. Подогревательными устройствами внутри резервуаров служат змеевиковые или секционные подогреватели, устанавливаемые в нижней части резервуара;
- рециркуляционный подогрев. Подогрев высоковязкихНиНП методом рециркуляции является более эффективным, чем внутренний подогрев. При рециркуляционном подогреве НиНП откачивается насосом из нижней части резервуара, пропускается через внешний подогреватель и по напорному трубопроводу подается в нижнюю часть резервуара к центру или в сторону, противоположную отбору продукта;
- наружный подогрев. Данный вид подогрева применяется в случае, если недопустим контакт продукта с теплоносителем или греющей поверхностью. Конструктивные решения могут быть различными: нагревательные рубашки, змеевики вокруг резервуара или нагревательные элементы из труб, которые крепятся или привариваются к резервуару;
- электроподогрев. В настоящее время разработан комплекс различного электронагревательного оборудования: грелки для подогрева нефтепродуктов в железнодорожных цистернах; блок электронагревателей резервуарный и отдельные конструкции грелок для подогрева нефтепродуктов в резервуарах; грелки для подогрева нефтепродуктов в приемо-раздаточных патрубках резервуаров.
Одним из первых способов нагрева и остающимся самым распространенным на данный момент является обогрев открытым острым паром, подаваемым непосредственно в продукт. Его отличает относительная простота и большое количество недостатков:
- необходимость в больших человеческих и технологических ресурсах;
- отсутствие возможности регулировки температуры продукта;
- проблема возврата водяного конденсата, неизбежно образующегося при использовании пара;
- высокая температура опасна для персонала;
- низкий коэффициент полезного действия;
- возникает необходимость в получении большого количества пара, что влечет дополнительные затраты.
Для снижения количества недостатков применения открытого острого пара при подогреве продукта в стальных вертикальных резервуарах предлагается следующая методика расчёта теплопотерь и расхода пара.
Расчет теплопотерь целесообразно вести по участкам, отличающимся условиями теплообмена между нефтепродуктами и окружающей средой.
Для стального вертикального цилиндрического резервуара можно выделить следующие участки:
- крыша резервуара (теплообмен между нефтепродуктом и наружным воздухом через газовоздушную прослойку над свободной поверхностью нефтепродуктом);
- боковую поверхность резервуара (теплообмен между нефтепродуктом и наружным воздухом);
- днище резервуара (теплообмен между нефтепродуктом и грунтом) [1].
Уравнение баланса тепловых потоков от крыши резервуара аналогично уравнению для палубы судна с одинарными бортами и днищем [2,3]
(1)
где - поток тепловых потерь (ПТП) от нефтепродукта к внутренней поверхности крыши резервуара, Вт/м²; - ПТП от нефтепродукта к внутренней поверхности крыши резервуара при конвекции, Вт/м²;- ПТП через изоляцию, слой загрязнений крыши резервуара, Вт/м²; - ПТП конвекцией от крыши в наружный воздух Вт/м²; - ПТП излучением от крыши в наружный воздух Вт/м²; - ПТП от солнечной радиации, Вт/м²; - коэффициент, учитывающий экранирующее влияние облачности.
Уравнение баланса тепловых потоков [2,3]:
, (2)
где - ПТП от нефтепродукта к боковой поверхности резервуара, Вт/м²; - ПТП через изоляцию, слой загрязнений Вт/м²; и - ПТП конвекцией и излучением от боковой поверхности, Вт/м²; - ПТП от солнечной радиации, Вт/м²; - коэффициент, учитывающий экранирующее влияние облачности.
Уравнение баланса тепловых потоков через днище резервуара:
, (3)
где - ПТП от нефти к поверхности днища, Вт/м²; - ПТП от поверхности днища в грунт, Вт/м².
Для расчета теплопотерь нефтепродукта в окружающую среду целесообразно использовать величину среднего коэффициента теплопередачи kср, Вт/(м²∙К) [2,3]:
(4)
где ,, , - коэффициенты теплопередачи соответственно через крышу, боковую поверхность омываемую нефтепродуктом, боковую поверхность не омываемую нефтепродуктом, днище резервуара, Вт/(м²∙ К); Н - высота резервуара, м; d - диаметр резервуара, м; Тн – температура нефтепродукта, K; Твоз – температура окружающего воздуха, K, Тг – температура грунта, K, Hвз- высота взлива нефтепродукта в резервуаре, м.
Методом аппроксимации результатов численного решения уравнений баланса тепловых потоков получено полуэмпирическое выражение среднего коэффициента теплопередачи применительно к вертикальным стальным резервуарам:
(5)
Уравнение теплового баланса нефтепродукта в резервуаре:
(6)
где Gн - масса нефтепродукта, кг; Сн- удельная теплоемкость нефтепродукта, Дж/(кг∙К); = m- средний темп подогрева нефтепродукта, К/c, Qпг - тепловая нагрузка подогревателя, Вт; Нвз- высота взлива в резервуаре, м; Тн – температура нефтепродукта, К; Твоз – температура окружающего воздуха,К; Fобщ - площадь наружной поверхности резервуара, м².
Если ввести безразмерные переменные , то получим
, (7)
(8)
(9)
(10)
где А3, В3 – безразмерные коэффициенты.
Средний расход пара на подогрев нефтепродукта:
(11)
где D – средний расход пара на подогрев нефтепродукта в резервуаре (кг/c), m - средний темп подогрева нефтепродукта, К/c; hх, hк – энтальпии пара на входе и конденсата на выходе из подогревателя резервуара, Дж/кг.
Заключение. Уравнение 11 позволяет рассчитать средний расход пара на подогрев нефтепродукта в зависимости от теплопотерь нефтепродукта в окружающую среду, которые определяются с учётом среднего коэффициента теплопередачи через элементы резервуара. Применение полученных уравнений в практике должно привести к возможности регулирования температуры подогреваемого продукта за счёт дозирования необходимого расхода пара для достижения заданной температуры.
Рецензенты:Земенков Ю.Д., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Транспорт углеводородного сырья» ФГБОУ ВО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», г. Тюмень;
Торопов С.Ю.,д.т.н., профессор кафедры «Транспорт углеводородного сырья» ФГБОУ ВО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», г. Тюмень.