Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 [ 33 ] 34 35

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 от 22 до 45 мм, толщиной от 2 до 5 мм и длиной от 5 до 60 м. 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 и 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.

10.2. Котельные нефтебаз

В качестве основного теплоносителя на нефтебазах, как указано выше, используется водяной пар, обладающий высоким теплосодержанием и большим коэффициентом теплопередачи. Для выработки пара применяют паровые котлы. Тип котла следует выбирать с учетом вида топлива, параметров пара, необходимого характера нагрузки и режима работы нефтебазы, а следовательно, и котельной, качества воды, технической характеристики котла, требований к его эксплуатации.

На нефтебазах применяют обычно котельные установки малой мощности (паропроизюдительностью до 20 т/ч) и низкого давления (до 15 Кгс/см). На крупных перевалочных нефтебазах мощность котельных установок может достигать 100 т/ч и более. В настоящее время на небольших нефтебазах широко применяют вертикально-цилиндрические котлы типов Ш, ШС, ВГД, WiM3 и другие, а на нефтебазах с более значительным потреблением пара - вертикально-водотрубные двухбарабанные котлы типа ДКВР. Трубно-барабанная система котлов этого . типа состоит из двух продольно расположенных барабанов и двух нижних коллекторов-экранов.

В качестве топлива для котлов применяют в основном жидкое топливо - мазут, реже - газ. Для распыления жидкого топлива в топке котлов используют механические, паровые, воздушные и паромеханические форсунки. Число и тип форсунок выбирают в зависимости от мощности котла. Для котлов паропроизводи-тельностью более 2,5 т/ч устанавливается не менее двух форсунок; прн меньшей паропроизводительности допускается установка одной форсунки. Наибольшее распространение получили механические форсунки завода «Ильмарине».

Механические форсунки имеют ряд преимуществ: экономичность, компактность, низкое давление воздуха перед форсункой, бесшумность работы. К недо-

статкам этих форсунок относятся: повышенные требования к очистке сжигаемого топлива от механических примесей, в связи с чем необходимо устанавливать дополнительное оборудование для очистки и подогрева топлива, а также сложность конструкции. Механические форсунки рекомендуется применять в неавтоматизированных котельных при сжигании мазута марок 60-100. Паровые форсунки рекомендуется устанавливать на котлах небольшой мощности. Они надежны в работе, имеют большой диапазон регулирования, работают на мазутах марки 00 и выше и обеспечивают тонкое распыливание сжигаемого топлива. Воздушные и паромеханические форсунки рекомендуется применять в автоматизированных котельных.

10,3, Определение расхода пара и тепла

Водяной пар" на нефтебазах расходуется на следующие нужды:

а) подогрев нефтепродуктов в резервуарах перед перекачкой их по трубопроводу, при отстое и отпуске потребителям;

б) подогрев нефтепродуктов в железнодорожных вагонах-цистернах и нефтеналивных судах при сливе из них нефтепродуктов;

в) подогрев нефтепродуктов в трубопроводах при внутрибазовых перекачках;

г) отопление зданий и сооружений;

д) привод паровых насосов;

е) регенерацию отработанных масел.

Расход тепла и пара на подогрев нефти и нефтепродуктов в резервуарах, в железнодорожиых вагонах-цистернах и нефтеналивных судах в общем случае определяется следующим образом. Расход тепла на разогрев всей массы нефтепродуктов от начальной температуры до температуры подогрева, ккал,

Qi = Gc(/n -<н).

(10.1)

где С - полная масса нефтепродукта; /„ - начальная температура разогрева, ОС; п-температура подогрева нефтепродуктов, °С; с - удельная теплоемкость при средней температуре нефтепродукта.

Рекомендуемая температура подогрева некоторых нефтепродуктов приведена в табл. 10.1. Для не вошедших в таблицу нефтепродуктов необходимые данные определяются по техническим условиям иа нефтепродукты.

Расход тепла для расплавления парафина, ккал.

Q2 = 0,Спл.

(10.2)

где Or - масса застывшего парафина, кг; Спл - скрытая теплота плавления парафина, принимаемая равной 44 ккал/кг.

, Компенсация тепловых потерь в окружающую среду (расход тепла на потери), ккал,

Q = kSMx, (10.3)

где к - общий коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду; S - общая поверхность охлаждения, м; т - время разогрева, ч.

где tcp - средняя температура нефтепродукта за время разогрева; to - температура окружающей среды, °С.

ср = 0,5(/п + <и). (10.5)

Средняя температура окружающей среды для наземных и полуподземных резервуаров

= (t,F, + tMF, + F,). (10.6)

где tr4 is - температура соответственно грунта и воздуха, "С; Рк - площадь поверхности резервуара, соприкасающейся соответственно с грунтом и воздухом, м;

для наземных горизонтальных резервуаров и железнодорожных цистерн

/о = /в

для подземных резервуаров

(10.7)

(10.8)

Общий коэффициент теплопередачи для ориентировочных расчетов можно принпмать по табл. 10.3.

Таблица 10.3

Приближенные значения коэффициента теплопередачи от нефтепродуктов в окружающую среду для различных типов резервуаров

Таким образом, часовой расход тепла при разогреве нефтепродуктов в резервуаре, ккал/ч

Q = (Qi + Q2 + Qs)lr. (10.9)

Время разогрева принимается по данным типовых проектов резервуаров или определяется расчетом в зависимости от принятого типа подогревателей и наружной температуры воздуха.

Часовой расход пара для получения необходимого количества тепла, подсчитанного по формуле (10.9), кг/ч.

Qa = Ql(ii - h),

(10.10)

где Il, ta - энтальпия пара, ккал/кг.

Расход тепла в зимний период на подогрев воздуха в системе приточно-вытяжной вентиляции определяется по формуле (10.1), в которой все параметры должны быть взяты для воздуха.

Расход пара на привод паровых насосов определяется по их мощности по формуле

QnpHB = A/l(»i-»2)fcl. (10-11)

где N - мощность насоса, квт; - к. п. д. насосной установки. 10.4. Расчет подогревателей

Поверхность нагрева подогревателей и теплообменников, м, S = Qtfl{knWi + h)l2-tcp\},

(10.12)

где ф - коэффициент, учитывающий переохлаждение конденсата до 100° С (табл. 10.4); кп - коэффициент теплопередачи от пара к нефти или нефтепродукту.

Таблица 10.4 Значения коэффициента (jp

Примечания. 1. При расчете подогревателей или теплообменников без переохлаждения конденсата следует принимать ф = 1. 2. В целях обеспечения переохлаждения конденсата до температуры ие выше 100° С следует принимать значение коэффициента ф при температуре нефти или нефтепродукта в конце подогрева.

ккал/(м2 -ч -"С); ti - начальная температура пара, °С; - конечная температура пара, °С; tcp - средняя расчетная температура нефти и нефтепродукта, °С.

fen = 1/(1/0-ffi).

(10.13)

где в - юэффициент теплоотдачи от стенки трубы подогревателя или теплообменника к нефти или нефтепродукту, ккал/(м2-ч-°С); Б -дополнительное термическое сопротивление, влияющее на теплопередачу, значение которого принимается в пределах 0,001-0,003 м-ч-С/ккал, причем большее значение принимается при внешнем и внутреннем загрязнении труб подогревателей и теплообменников и наличии конденсата.

Коэффициент теплоотдачи,от стенок труб подогревателя к нефтепродукту

(10.14)

(10.15)

а = >li V(tn - tcp)ly при d» (<n - <cp)/v > 0,03; о = 2 V(t„tcp)/dy при {tn - tcp)/v < 0,03,

где Ai - коэффициент, равный (36+23) рас; - коэффициент, равный (24,5-=-15) р2о; d - диаметр труб подогревателей, м; - температура пара, °С; tcp - средняя расчетная температура нефти или нефтепродукта. С; v - кинематическая вязкость нефти или нефтепродукта при среднеарифметической температуре из температур пара и средней температуры жидкости, смсек; - плотность жидкости при 20° С, т/м.

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)

а= 18

\ V

(10.16)

при турбулентном режиме (Re> 2200)

„0.8

« = 73,4Р-,

(10.17)

где V - скорость движения нефти и нефтепродукта в трубах теплообменника, м/сек; d - диаметр трубок, м; - температура пара, °С; tcp - средняя расчетная температура нефти или нефтепродукта, °С; Р - 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.

Таблица 10.5 Значения коэффициента Р

Общая длина труб подогревателя при принятом диаметре змеевиков d, м

L = S/(jtd). (10.18)

Предельная длина отдельных параллельных ветвей подогревателя, м,

(10.19)

где d - внутренний диаметр подогревателя, м; с - коэффициент, равный 0.00005 1/м; Pi - давление пара при входе в подогреватель, кгс/см; р - давление пароводяной смеси при выходе из подогревателя, кгс/см; Сс» - коэффициент теплопроводности смеси; g - ускорение свободного падения, м/сек; jn. - среднее теплосодержание пара, конденсата, ккал/кг; kn - коэффициент теплопередачи от пара к нефтепродукту, ккал/(см*.ч-°С); - средняя температура пара в секции подогревателя, °С; tcp - средняя температура нефтепродукта, °С.

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

<3n = Q/(tn-«K). (10.20)

где Q - часовой расход тепла на подогрев или полная теплопроизводительность подогревателей, ккал/ч.