Нефть - главное богатство
России

Определение начальной и конечной температур нефтепродуктов при подогреве


При определении количества тепла, необходимого для подогрева нефтепродукта, а также при определении потребной поверхности нагрева подогревателей необходимо знать начальную и конечную температуры этих жидкостей.

Начальной температурой нефтепродукта при подогреве является температура, которую они имеют при поступлении на нефтебазу или в конце хранения перед выдачей из резервуара. Эта температура называется вероятной температурой нефтепродукта.

Конечная температура нефтепродукта определяется в зависимости от того, где и для каких целей они подогреваются. В каждом частном случае, как например, при самотечном сливе или при сливе под давлением из вагонов-цистерн, при перекачках на различные расстояния, при отстое и т. д., имеется своя наиболее выгодная температура, которая называется оптимальной температурой подогрева.

Вероятная температура нефтепродуктов определяется в следующих случаях их охлаждения:

  1. за время пребывания в пути при поступлении на нефтебазу сухопутным транспортом;
  2. при поступлении на нефтебазу водным транспортом;
  3. при хранении в резервуарах.

Определение вероятной температуры производится путем установления величины температурного перепада, представляющего собой разность между некоторой начальной и конечной температурами. Величина температурного перепада зависит от интенсивности охлаждения за время нахождения в пути следования или за время хранения.

На интенсивность охлаждения влияют следующие факторы:

  1. способ перевозки (водный или сухопутный),
  2. начальная температура (температура налива),
  3. температура окружающей среды (наружного воздуха и при водных перевозках - воды),
  4. размеры емкости (резервуара, баржи, вагона-цистерны, автоцистерны и т. д.), определяющие поверхность охлаждения, соприкасающуюся с наружным воздухом или водой,
  5. коэффициент теплопередачи ограждающих конструкций,
  6. продолжительность охлаждения,
  7. количество и физические свойства нефти или нефтепродукта.

Определение температурного перепада за время охлаждения нефтепродукта в резервуарах или при перевозке производится по формуле В. Г. Шухова

2,3lg(tн-t0/tх-t0)=ΣFkт/Gc,

где tх -вероятная температура нефтепродукта, °С;

ΣFk - сумма произведений поверхностей боковой стенки, крыши и днища резервуара или емкости, в которых находится нефтепродукт, на соответствующие им коэффициенты теплопередачи от нефти или нефтепродукта в окружающую среду (F - в м2; k - в ккал/м2 · ч · °С);

т - продолжительность охлаждения нефтепродукта, ч.

При определении т необходимо иметь в виду, что процесс охлаждения застывающих парафинистых нефтепродуктов до вероятной температуры состоит из двух периодов:

  1. охлаждения нефтепродукта до температуры, равной температуре застывания (tх = tз);
  2. охлаждения нефтепродукта ниже температуры застывания с образованием корки застывшего нефтепродукта tх < tз;

Продолжительность первого периода охлаждения определяется из уравнения при tх = tз, а продолжительность второго периода для слоя застывшего нефтепродукта толщиной х определяется по формуле

тз=(ϰɣ/( tз-t0))·(х2/2λз+х/α2),

где ϰ - скрытая теплота затвердевания, ккал/кг,

ɣ- удельный вес застывшего нефтепродукта, т/м3;

х - толщина слоя застывшего нефтепродукта, м;

λз - коэффициент теплопроводности застывшего нефтепродукта, ккал/м · ч · °С;

α2 - внешний коэффициент теплоотдачи, ккал/м2 ·ч·оС.

Правую часть уравнения называют показателем охлаждения и обозначают

m=ΣFkт/Gc.

Решая уравнение относительно tx можно найти вероятную температуру нефтепродукта

tx=t0+( tH-t0)e ΣFkт/Gc,

или

tx=t0+( tH-t0)em,

где е - основание натуральных логарифмов (е = 2,71828 ...).

Разность между температурой налива и вероятной температурой нефтепродукта tH-tx и будет представлять температурный перепад (величину охлаждения) за время нахождения в пути или при хранении.

При отсутствии исходных данных для определения вероятной температуры нефтепродукта после охлаждения эта температура принимается по опытным данным.

Температуру tx называют вероятной потому, что невозможно точно учесть все многообразие элементов изменчивости указанных выше факторов, влияющих на интенсивность охлаждения нефтепродукта. Однако результаты, получаемые при пользовании формулой В. Г. Шухова  достаточны по своей точности для целей практического применения.

Температура окружающей среды принимается:

а) для вагонов-цистерн и автоцистерн

t0=tв,

где tв - средняя температура воздуха за время пути, °С;

б)для нефтеналивных судов

t0=(tвFв+ tвдFвд)/(Fв+ Fвд),

где tв и tвд - температура воздуха и забортной воды, °С;

Fв и Fвд - поверхности охлаждения, соприкасающиеся соответственно с воздухом и забортной водой, м2;

в)для наземных резервуаров

t0=(tг+ (4ψ+1)tв)/(2+ 4ψ),

где ψ - отношение высоты резервуара к диаметру, ; tг - температура на поверхности грунта, °С; 

г)для подземных резервуаров t0 равна средней температуре грунта в зоне заглубления резервуара.

Под поверхностью охлаждения при сухопутных перевозках подразумевается поверхность котла вагона-цистерны или автоцистерны, соприкасающаяся с воздухом, а под коэффициентом теплопередачи - коэффициент теплопередачи от нефтепродукта через стенки цистерны в воздух. При водных перевозках за поверхность охлаждения нефтеналивной баржи принимают сумму поверхностей, соприкасающихся с воздухом и водой. Коэффициент теплопередачи от нефтепродукта через стенки баржи в окружающую среду определяется отдельно для теплового потока в воздух и воду, т. е.

Fk = Fвkв+Fвдkвд,

где kв - коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в воздух, ккал/м2 · ч ·°С;

kвд - коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в воду, ккал/м2 · ч · °С.

Определение коэффициентов теплопередачи

Для определения вероятной температуры нефтепродуктов необходимо знать коэффициенты теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду. Так как передача тепла в окружающую среду происходит через разнообразные ограждающие конструкции и при различных условиях, то и определение коэффициентов теплопередачи производится разными способами.

Для боковой стенки наземных вертикальных цилиндрических резервуаров коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающий воздух определяется

кс=1/(1/α1+δ/λ+1/(α23)),

где α1 - коэффициент теплоотдачи от нефтепродукта к стенке, ккал/м2 · ч ·°С;

α2 - коэффициент теплоотдачи от стенки в наружный воздух конвекцией, ккал/м2 · ч ·°С;

α3 - коэффициент теплоотдачи от стенки в наружный воздух излучением (радиацией), ккал/м2 · ч ·°С;

λ - теплопроводность стенки, ккал/м2 · ч ·°С.

При тепловых расчетах резервуаров с парафинистыми нефтями и нефтепродуктами необходимо учитывать увеличение теплового сопротивления стенки за счет образования на ней корки застывшего продукта.

Для поверхностей, имеющих тепловую изоляцию, коэффициент теплопередачи определяется с учетом дополнительного термического сопротивления изоляции.

Тепловое сопротивление в этих случаях принимается как сумма тепловых сопротивлений отдельных слоев, т. е.

δ11+ δ22+ δ33+…,

где δ11, δ22, δ33 - соответственно первый член - тепловое сопротивление стенки, второй - застывшей корки нефтепродукта, третий - тепловой изоляции и т. д.

Коэффициент теплоотдачи α1, α2,  α3 определяются по таблицам, приведенным ниже.

Коэффициент теплоотдачи α1 от нефти или нефтепродукта к стенке резервуара, ккал/м2 · ч ·°С.

При

t-tс, °С

Для нефтепродукта с кинематической вязкостью, ν, см2/сек

0,01

0,1

1

2

5

10

20

30

50

При Н=4 м

10

18,5

8,7

4,1

3,2

2,4

1,9

1,5

1,3

1,1

20

23,4

10,9

5,1

4,1

3,0

2,4

1,9

1,7

1,4

30

26,8

12,6

5,7

4,7

3,4

2,7

2,2

1,9

1,6

40

29,4

13,8

6,4

5,1

3,7

3,0

2,4

2,1

1,7

50

31,5

14,7

6,9

5,5

4,1

3,2

2,6

2,2

1,9

При Н=8 м

10

19,0

8,9

4,2

3,4

2,4

2,0

1,5

1,3

1,2

20

23,9

11,1

5,2

4,2

3,0

2,4

1,9

1,7

1,4

30

26,8

12,5

6,0

4,8

3,5

2,8

2,2

1,9

1,6

40

29,4

13,8

6,6

5,2

4,1

3,0

2,4

2,1

1,8

50

32,3

15,1

7,0

5,5

4,2

3,2

2,6

2,3

1,9

При Н=12 м

10

17,7

8,3

3,9

3,1

2,3

1,8

1,4

1,3

1,0

20

22,3

10,3

4,9

3,9

2,9

2,3

1,8

1,6

1,3

30

25,7

12,0

5,6

4,5

3,2

2,6

2,1

1,8

1,5

40

28,1

13,2

6,2

4,9

3,6

2,9

2,3

2,0

1,7

50

30,0

14,1

6,6

5,3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 Коэффициент теплоотдачи α2 от стенки в воздух конвекцией при ω = 10 м/сек, ккал/м2 · ч ·°С

При (tc+t0)/2, °C

 

При диаметре резервуара, м

5,4

6,7

8,0

10,7

12,0

15,3

19,1

22,9

10

18,2

17,8

17,1

16,0

15,7

15,0

14,1

14,0

20

17,5

16,6

16,0

15,4

14,9

14,1

13,5

13,1

30

16,8

16,2

15,6

14,5

14,2

13,5

12,8

12,6

40

16,0

15,1

14,7

13,7

13,6

12,7

12,3

12,1

50

15,4

14,6

14,1

13,3

13,0

12,3

11,8

11,6

60

14,8

14,2

13,7

12,8

12,3

11,8

11,2

10,8

 Примечание. t0 - средняя температура воздуха, °С. При скорости ветра ω = 5 м/сек значения α2 принимаются с коэффициентом 0,58.

Коэффициент теплоотдачи α3 от стенки в воздух излучением, ккал/м2 · ч ·°С

При (tc+t0)/2, °C

Степень черноты поверхности стенки ε

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

10

10,5

15,8

21,0

26,7

31,6

36,9

42,0

47,4

20

11,1

16,7

22,3

27,8

33,4

38,9

44,5

50,0

30

11,7

17,6

23,4

29,3

35,0

41,0

46,8

52,6

40

12,4

18,6

24,8

31,0

37,2

43,5

49,6

55,8

50

13,0

19,4

25,9

32,7

38,8

45,5

51,8

58,2

60

13,6

20,4

27,2

34,0

40,8

47,6

54,4

61,2

На коэффициент теплоотдачи от стенки в воздух излучением сильно влияет степень черноты поверхности стенки.

Средняя расчетная температура нефтепродукта во всех случаях подогрева или охлаждения определяется по формулам при (tн-t0/tк-t0)≤ 2 как среднеарифметическая

t=0,5(tн+tк),

при (tн-t0/tк-t0) >2 как среднелогарифмическая

t=t0+( tн-tк)/2,3lg(tн-t0/tк-t0).

Температура стенки определяется методом последовательных приближений по формуле

tст = t-(kc1)(t-t0)

или из соотношения

α1 (tcp -tcт) = α2 (tcт -t0)

При тепловом расчете резервуаров, не заполненных продуктом на всю высоту, коэффициент теплопередачи стенок определяется только для той части стенок, которая соприкасается с жидкостью. Коэффициент теплопередачи для стенок, лежащих выше уровня жидкости, рассчитывается так же, как для покрытия резервуара.

Коэффициент теплопередачи в воздух через покрытие резервуара определяется по формуле

kн=1/(1/α1гг+ Σδ/λ +1/(α23)),

где α1 - коэффициент теплоотдачи от зеркала нефтепродукта пространство, ккал/м2 · ч · °С;

δг - толщина слоя газа над нефтепродуктом, м;

λг - эквивалентный коэффициент теплопроводности газового пространства резервуара (газовоздушной смеси), ккал/м2·ч·°С;

Σδ/λ  - сумма термических сопротивлений крыши и тепловой изоляции.

Коэффициент теплоотдачи α1 от поверхности нефтепродукта в газовое пространство можно принимать по таблице.

Коэффициент теплоотдачи а1 от поверхности нефтепродукта в газовое пространство резервуара, ккал/м2 · ч · °С

t-tг, °С

2

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

α1

1,2

1,7

2,0

2,4

2,7

2,8

3,0

3,2

3,4

3,5

3,6

Температуру газового пространства можно определять, пользуясь следующими выражениями:

для маловязких нефтепродуктов

tг ≈10 + 0,46t;

для высоковязких нефтепродуктов

tг≈8+0,63t.

Температура газовоздушной смеси над продуктом может приниматься также по таблице ниже, составленной на основании опытных данных.

Для мазутов с вязкостью ВУ50>40° приведенные данные разности температур следует увеличивать на 10%.

Зависимость между температурами нефтепродукта и газовоздушной смеси в резервуаре

Температура при подогреве, °С

Температура при охлаждении, °С

нефтепродукта

газовоздушной смеси

нефтепродукта

газовоздушной смеси

50

32

100

74

60

36

90

67

70

39

80

60

80

43

70

54

90

48

60

47

100

52

50

40

Коэффициент теплоотдачи от крыши в окружающую среду определяется по таблицам, приведенным выше. Обычно принимается, что температура крыши tк = 0,5 (tг+t0).

Эквивалентный коэффициент теплопроводности газового пространства равен

λг = λεк,

где λ - коэффициент теплопроводности газа;

εк - коэффициент конвекции.

Коэффициент конвекции принимается по таблице

Коэффициент конвекции εк 

Высота газового пространства в резервуаре, м

При температуре газового пространства, °С

10

20

30

40

50

60

70

80

12

217

252

272

284

292

297

298

299

8

163

187

194

210

216

218

220

221

4

96

111

119

125

128

130

131

132

 Коэффициент теплопередачи для неизолированной поверхности металлических наземных резервуаров или вагонов-цистерн, ограждающих газовое пространство над нефтепродуктом, при ориентировочных расчетах принимается равным kн = 2,0 ккал/м2· ч ·°С.

Коэффициент теплопередачи через дно резервуара, находящегося в грунте, определяется по формуле

kд≈1/(1/α1+ Σδ/λ +πD/8λг),

где α1 – коэффициент теплоотдачи от нефтепродукта к днищу, ккал/м2· ч ·°С;

Σδ/λ – сумма термических сопротивлений днища;

D – диаметр днища резервуара, м;

λг – теплопроводность грунта, ккал/м· ч ·°С.

Коэффициент α1 берется из соответствующей таблицы с уменьшением на 30%.

Коэффициент теплопередачи для днищ наземных металлических резервуаров, установленных на песчаную подушку, для ориентировочных расчетов принимается равным

kд = 0,3 ккал/м2 ·ч·oС.

Для заглубленных вертикальных резервуаров коэффициент теплопередачи через стенку равен

kc=(kвFв+kгFг)/ (Fв+Fг).

где kв и kг - коэффициенты теплопередачи через стенку в воздух и грунт, ккал/м2 ·ч·oС;

Fв и Fг - поверхности стенки резервуара, соприкасающиеся с воздухом и грунтом, м2.

Коэффициент теплопередачи через стенку в грунт определяется по формуле

kг=1/(1/α1+ Σδ/λ +Н/2λг+1/а’г),

где Σδ/λ - сумма термических сопротивлении стенки резервуара, изоляции и загрязнений;

Н - величина заглубления резервуара в грунт, м;

а’г - коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в окружающий воздух, равный 10-15 ккал/м2 ·ч·oС.

Коэффициент теплопередачи через стенку подземных горизонтальных цилиндрических резервуаров определяется по формуле

kc=1/(1/α1+ Σδ/λ + 1/а2),

Для этого случая внутренний коэффициент теплоотдачи, от нефтепродукта к стенке α1 берется из таблицы.

Для цистерн, находящихся в движении, коэффициент теплоотдачи а можно определять по формуле

α2= 0,032λ/L Rе0.8,

где L - длина котла цистерны, м.

При вычислении числа Rе скорость обдувания цистерны воздухом ω принимают равной сумме скоростей движения воздуха и самой цистерны.

Для ориентировочных расчетов часто принимают α2 = 6-8 ккал/м2 ·ч·oС.

Для предварительных расчетов, исходя из продолжительности охлаждения, можно пользоваться приближенными значениями общего коэффициента теплопередачи, приведенными в таблице.

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

Продолжительность охлаждения в сутках

Коэффициент теплопередачи, ккал/м2 ·ч·oС

Металлического наземного резервуара

Неметаллического подземного резервуара

Ямного хранилища

0,6

5,00

2,50

3,00

1,2

4,00

1,80

2,00

2,0

3,30

1,30

1,40

4,0

2,50

1,00

1,00

15,0

1,25

0,40

0,40

30,0

1,00

0,30

0,30

60,0

0,75

0,25

0,25

90 и более

0,60

0,20

0,20

Определение оптимальной температуры

Оптимальная температура подогрева нефтепродуктов ,в большинстве случаев находится между температурой застывания и температурой вспышки.

Расширение этого интервала за нижний предел может иметь место для парафинистых нефтей, перекачка которых в отдельных случаях (структурный режим движения) совершается при температурах, несколько меньших температуры застывания, определенной лабораторным способом.

Расширение температурного интервала за верхний предел недопустимо по причинам пожарной опасности.

На величину оптимальной температуры подогрева оказывают влияние различные условия, в частности:

  1. скорость слива нефтепродуктов из вагонов-цистерн;
  2. высота всасывания насосов;
  3. потери напора на трение при перекачках по трубопроводам;
  4. технологический процесс обработки нефтепродуктов (отстой, осветление, смешение и т. д.).

При нахождении оптимальной температуры подогрева, наиболее полно отвечающей указанным условиям, следует учитывать, что она должна отвечать также условиям наименьшего расхода энергии на подогрев и перекачку.

При самотечном сливе нефтепродуктов из вагонов-цистерн через нижний сливной прибор в установленные сроки оптимальная температура определяется по формуле

tп=1/u ln(128LDlэqп0/Gcgd4)

где u - постоянная величина для данного нефтепродукта;

D - диаметр котла цистерны, м;

lэ - эквивалентная длина сливного клапана, м;

qп - количество тепла, сообщаемого подогревателем нефтепродукту в единицу времени (мощность подогревателя), ккал/ч;

ν0 - кинематическая вязкость нефтепродукта при температуре 0° С, м2/сек;

d - диаметр сливного клапана, м.

При сливе под давлением оптимальная температура подогрева значительно ниже по сравнению с самотечным сливом.

При выкачке нефтепродуктов из вагонов-цистерн, нефтеналивных судов или резервуаров насосами оптимальная температура подогрева определяется допустимой высотой всасывания насосов.

По формуле определяется оптимальное значение температуры подогрева нефтепродукта при перекачке их по трубопроводам, исходя из минимума времени, необходимого на разогрев и слив продукта. Эта температура не должна превышать температуру, соответствующую переходу ламинарного режима в турбулентный. При увеличении подогрева выше этой критической температуры гидравлические сопротивления увеличиваются, а охлаждение нефтепродукта в трубопроводе происходит более интенсивно.

При отстое нефтепродуктов в резервуарах оптимальная температура подогрева определяется скоростью отстаивания, которая по закону Стокса обратно пропорциональна абсолютной вязкости нефти или нефтепродукта. Считают, что практически приемлемой температурой нефтепродукта при отстое является температура, которой соответствует кинематическая вязкость ν = 1 см2/сек.

Обезвоживание масел продувкой воздуха производится при оптимальной температуре подогрева не ниже 80° С.

Для успешного смешивания двух нефтепродуктов необходимо более тяжелый нефтепродукт подогревать до такой температуры, при которой удельный вес его станет меньше удельного веса более легкого нефтепродукта.