Процесс подогрева нефти


Подогрев нефти. Печи и установки подогрева нефти

Изготовление, сборка, тестирование и испытание печей подогрева нефтипроизводится на заводах в Швейцарии, Германии, Франции, Турции, США, Японии и Кореи

Инжиниринговая компания в России Интех ГмбХ, являясь официальным дистрибьютором различных производителей промышленного оборудования, с 1997 года предлагает комплексные печи и установки подогрева нефти на базе различных типов промышленных нагревателей.

Преимущества печей и установок подогрева нефти в магистральных нефтепроводах:

  • Нет необходимости использовать присадки, добавляемые в нефть для повышения ее транспортировочных свойств. Это значительно снижает постоянные расходы на перекачку нефти.
  • В качестве источника энергии для подогрева используется сама перекачиваемая нефть, как топливо для работы горелок.
  • В максимальной степени используются технологии замкнутого цикла: рециркуляция дымовых газов, использование постоянно циркулирующего нетоксичного жидкого теплоносителя
  • Высокая экологичность установок подогрева нефти
  • Установки подогрева нефти обеспечивают заданный технологический режим работы нефтепровода, соответствуют высоким требованиям по надежности, безопасности, уровню автоматизации и управления, эксплуатационным и экономическим параметрам.

Применение печей и установок подогрева нефти

  1. Станции транспортировки нефти
  2. Нефтегазовые производства
  3. Предприятия химической промышленности
  4. Нефтеперерабатывающие заводы
  5. Нефтедобывающие морские платформы
  6. Нефтегазовые месторождения
  7. Предприятия пищевой промышленности
  8. Автомобильная промышленность

Типы и виды печей и установок подогрева нефти. КПД и срок службы

Печи подогрева нефти для магистральных нефтепроводов (Конвекционный тип печи для нагревания жидкостей, чувствительных к перегреву (сырая нефть)). Нагревание нефти происходит при прохождении ее через змеевик теплопередачи, который подогревается конвекционными газами.КПД печи – до 92%Срок службы до 30-35 лет

Печи подогрева со спиральным змеевиком (применяются для подогрева промежуточного теплоносителя, который впоследствии нагревает другие жидкости или оборудование).Теплоотдача нагревателей достигает 85-90%.Производительность до 70 млн. БТЕ/ч, 16.0 Гкалл/ч, срок службы до 30 летТопливо для работы печи: нефтяной газ, природный газКонструктивное исполнение: горизонтальное, вертикальноеПрименение: нефтехимия, нефтегазовая и химическая промышленность

Печи подогрева со змеевиком серпантинного типа (применяются для обогрева любых жидкостей).Используются в химической, нефтехимической и нефтяной промышленностиПроизводительность до 75 млн. БТЕ/ч, 19 Гкалл/ч, срок службы до 30 лет

Описание установки подогрева нефти с промежуточным теплоносителем

Установка подогрева нефти (УПН) автоматически поддерживает рабочую температуру, заданную оператором, с точностью 0,5% от заданной величины. При этом температура теплоносителя на выходе может достигать 400 °С. В УПН имеются многочисленные системы безопасности, позволяющие им функционировать в предписанных рамках. В случае выхода параметров работы за допустимые пределы установка автоматически останавливается. В ходе работы производится непрерывный контроль пламени горелки, температуры теплоносителя, температуры выхлопных газов, расхода теплоносителя, давления воздуха горения. Теплоноситель представляет собой специальную невоспламеняющуюся жидкость – смесь воды и этиленгликоля.

Комплектация: узлы и детали. Стандартная комплектация установки подогрева нефти с промежуточным теплоносителем состоит из нагревателя, теплообменника, расширительного резервуара и пульта управления. Нагретый теплоноситель проходит через теплообменник, нагревая нефть. Подачу теплоносящей жидкости регулирует 3-проходной регулирующий клапан. На выхлопной трубе установлен искрогаситель. Пульт управления устанавливается на удалении от нагревателя. Корпус изготовлен из стекловолокна для предотвращения коррозии и ржавчины, оснащен подогревателями для работы в зимнее время. Расширительный резервуар используется в качестве сепаратора и иногда включает циркуляционную насосную установку. Эта установка, в свою очередь, может включать сетчатый фильтр, клапаны, манометры и другое оборудование. Экономайзер использует тепло выхлопных газов для подогрева теплоносителя. Предварительный подогреватель воздуха использует тепло выхлопных газов для подогрева воздуха, поступающего извне в горелку.

Все элементы и узлы установки легко доступны для диагностики и замены. Трубные соединения обеспечивают подачу инертного газа для гашения пламени. Крышки форсунок крепятся на болтах, что исключает кислородную резку при замене спиральных змеевиков. Болты и остальные детали имеют покрытие, предохраняющее от коррозии и ржавчины. Электрическое оборудование, моторы, насосы относятся к обычному промышленному оборудованию. Центробежные насосы для циркуляции теплоносителя по выбору заказчика могут иметь механические торцевые уплотнения, манжетные уплотнения или иметь конструкцию без уплотнений. Насосы, которые работают при температуре ниже 300 °С имеют воздушное охлаждение. Насосы, которые работают при более высокой температуре требуют водяного охлаждения. Перед отгрузкой заказчику установки проходят электрическую и электромеханическую наладку.

Тепловая эффективность. Наряду с безопасностью и надежностью, тепловая эффективность является наиболее важной характеристикой УПН. Предлагаемая установка достигает теоретического предела эффективности для двухпроходных нагревателей. Тепловая эффективность установок составляет 90%. Теоретический предел 100% недостижим на практике из-за неизбежных потерь тепла в дымовой трубе, с влагой, на стенках. Однако, количество тепла, поглощаемое змеевиком и количество потерь через корпус можно изменять выбором оптимальной конструкции.

Конструкция

В предлагаемых установках подогрева нефти реализуются последние технологические достижения, достигается оптимальная геометрия камеры сгорания и плотность потока на спиральном змеевике. Применяемые змеевики имеют большую поверхность теплообмена, что позволяет использовать меньшую величину плотности потока по сравнению с другими конструкциями. Диаметр колец и длина подобраны так, чтобы исключить наброс факела на стенку и обеспечить оптимальную форму факела. Диаметр труб, используемых в змеевиках, выбирается с учетом достижения идеальной скорости движения теплоносящей жидкости в пределах 2,1-3,4 м/с. Нагреватель имеет стальной цилиндрический корпус, внутри которого расположены змеевики. Увеличенные стальные подушки внутри корпуса поддерживают змеевик так, чтобы оставалось кольцевое пространство между ним и корпусом. Внутренняя поверхность корпуса имеет керамическое покрытие с низкой теплопроводностью теплоемкостью.

1. Силовой щит2. Насос с приводом для подачи воздуха сгорания3. Горелка4. Входной патрубок для теплоносителя5. Торцевая крышка со стороны горелки. Закрыта термоизоляционным матомтолщиной 15 см из керамического волокна6. Трубопровод системы рециркуляции газа7. Выхлопная труба с колпаком для защиты от осадков и защитным экраном от птиц8. Спиральный змеевик9. Термоизоляционное покрытие из керамического волокна10. Корпус. Полностью сварная конструкция из стального проекта толщиной 6,4-9,5 мм11. Торцевая крышка. Закреплена на болтах, закрыта термоизоляционным матом толщиной 12,7 см из керамического волокна. Имеет заслонку с болтовым соединением, обеспечивающую доступ к внутренним частям нагревателя для обслуживания и ремонта. Имеет смотровое окошко для контроля состояния змеевика и пламени.12. Монтажные проушины (4 шт.), установленные на силовых элементах основания13. Стальные опорные салазки14. Жесткая рама из конструкционной стали15. Панель управления16. Входной патрубок для топлива17. Расширение рамы для установки топливопровода и приборов управления горелкой

Горелка для сжигания сырой нефти установлена в конце корпуса и излучает пламя вдоль центральной оси спирального змеевика. Ее пламя отдает энергию в радиальном направлении, нагревая внутреннюю часть змеевика без наброса на его поверхность. Горячие газы двигаются наружу к концу змеевика. Там они разворачиваются, входят в кольцевое пространство между покрытием корпуса и внешней частью змеевика, нагревая его внешнюю поверхность. Газы проходят в обратном направлении весь змеевик и затем выходят через дымоход. Тепло выхлопных газов используется устройством подогрева воздуха сгорания, что повышает эффективность установки. Модульный принцип управления позволяет выбрать оптимальный режим горения, при котором экономится топливо, уменьшаются тепловые выбросы:

  • Высокоэнергетическое прямое искровое зажигание с трансформатором зажигания.
  • Пламенно-температурный детектор (сульфид свинца) с измерительной диафрагмой.
  • Нагнетатель воздуха сгорания с трубой, демпфером, локально установленным переключателем для воздуха низкого горения и модуляционным двигателем с огнестойкими переключателями низко/высоко.

Центральным элементом системы управления УПН является монитор пламени с ультрафиолетовым сканером. Он построен на твердотельных микросхемах, обеспечивающих надежность и длительный срок службы. Монитор контролирует пламя основной и дежурной горелок. Он очищает камеру сгорания перед горением, переключает систему на дежурную горелку в заранее запланированное время и позволяет клапану основной горелке открываться только в целях безопасности. Он отсекает поток топлива, если пламени нет.

Топливо. Узел подачи топлива. В качестве топлива используется та же самая нефть, которая транспортируется по нефтепроводу. Это существенно упрощает работу и удешевляет эксплуатационные расходы.

Узел подачи топлива включает в себя:

  • Основную линию подачи с фильтром, регулятором, предохранительными клапанами, локально установленным переключателем низкого давления, тремя ручными клапанами, клапаном топливной модуляции с модуляционным двигателем, манометром со стопорным клапаном, обратным клапаном, трёхходовым перепускным регулирующим клапаном, гибким шлангом, возвратной линией для топливной нефти, регулятором обратного давления, фильтром, насосом для топливной нефти и электронагревателем для топливной нефти, масломером с сумматором и предварительным нагревателем для топливной нефти.
  • Распылительную линию подачи с фильтром, двумя ручными клапанами, регулирующим клапаном со смещённым потоком, предохранительным клапаном-отсекателем, переключателем низкого давления, гибким шлангом и манометром со стопорным клапаном и компрессором (компрессор служит также для подачи воздуха КИП и воздуха для удаления сажи).

Электрическая панель управления защищена от воздействия осадков и пыли. Она содержит устройства для защиты пускателя электродвигателя (прерыватель, защита от перегрузки, замыкатель), для двигателя воздуходувки, компрессора и насосов. На двери панели размещается размыкающий переключатель с внешней рукояткой управления.

Локально установленное оборудование:

  • Измерительная диафрагма с фланцами и отводами с резьбой, с тремя системами клапанов и преобразователем перепада давления для регулирования расхода теплоносителя и переключателем низкого потока.
  • Измерительная диафрагма с фланцами и отводами с резьбой, с тремя системами клапанов и преобразователем перепада давления для регулирования расхода топливной нефти.
  • Двухходовой пневматический перепускной регулирующий клапан с отводным трубопроводом от выхода нагревателя ко входу насоса.
  • Манометр для измерения давления теплоносителя на входе и выходе с запорным клапаном и термометром с термокарманом.
  • Термопара для выпускной трубы.
  • Термопары для теплоносителя на входе / выходе.
  • Предохранительный клапан на внешнем трубопроводе нагревателя теплоносителя.
  • Для прокладки электрических проводов используются каналы с гальваническим покрытием.
  • Воздушный компрессор с двигателем для подачи воздуха КИП, воздушного распыления и очистки от сажи.

Насосы

Насосный агрегат включает два насоса (каждый с рамой основания. муфтой, уплотнением, защитой муфты и двигателем). Помимо этого, каждый насос включает:

  • стопорные клапаны на всасе и на нагнетании,
  • манометры на сторонах всаса и нагнетания с изоляцией
  • сильфонные компенсаторы на всасе / на нагнетании
  • сетчатый фильтр на всасе со спускным клапаном
  • обратные клапаны на нагнетании
  • включатель / выключатель нагревателя и селекторный переключатель на поверхности панели нагревателя
  • трубопровод, ведущий к входу нагревателя
  • рама, устанавливаемая рядом с нагревателем
  • обогреваемый и изолированный корпус вокруг рамы насоса (но не расширительного резервуара). Включает рамы насоса, двухходовой регулирующий клапан и теплообменник (см. описание ниже), а также двухходовой байпасный клапан (см. описание выше). Имеет звукопоглощающее плакирование, охлаждающую дверцу и выпускную трубу для воздуха горения (на входе).

Расширительный резервуар состоит из:

  • Горизонтальной конструкции с монтажными салазками
  • Мостика для обслуживающего персонала (болтовое соединение)
  • Расширительного и нагревательного соединения со стопорными клапанами
  • Вентиляционной/заливочной горловины с крышкой
  • Предохранительного клапана с клапаном
  • Магнитного уровнемера с преобразователем уровня (выключение низкого потока)
  • Системы подачи инертного газа с ручной шиберной задвижкой, регулятором инертного газа, переключателем низкого давления и манометром
  • Трубопровода, ведущего ко входу насоса
  • Лестницы и платформы для мостика с гальваническим покрытием
  • Генератора азота

Теплообменник для сырой нефти включает в себя:

  • Трубчатый теплообменник, монтируемый на раме
  • Двухходовой пневматический регулирующий клапан для теплоносителя
  • Трубопровод, ведущий к теплообменнику и от него, а также байпас, соединяющий теплообменник с входным отверстием насоса
  • Термопары для входа и выхода теплообменника, для сырой нефти.

Установка подогрева нефти с конвекционным нагревателем. Описание

В установках подогрева нефти (УПН) этого типа сырая нефть нагревается по мере прохождения через змеевик теплопередачи. Змеевик подогревается конвекционными газами, обволакивающими внешнюю поверхность змеевиков. В целях повышения КПД и ограничения радиации от пламени горелки газы рециркулируются. Основным преимуществом нагревателя этого типа является возможность предотвращения поверхностного перегрева жидкости от стенки трубы, что позволяет использовать его для нагревания чувствительной к перегреву сырой нефти.

Полностью конвекционная конфигурация теплообменника позволяет строго контролировать поверхностную температуру на стенке трубы. Нагреватель способен работать при поверхностной температуре, превышающей общую температуру сырой нефти не более чем на 2,8 °С. Мощность установки составляет от 0,8 до 37 МВт. Нагреватели повышают температуру сырой нефти до заданной заказчиком величины, таким образом понижая её вязкость и обеспечивая условия дальнейшей транспортировки по магистральным нефтепроводам.

Конструкция. В конвекционном нагревателе используется горелка, подающая пламя в изолированную камеру внутреннего сгорания. Длина пламени ограничена. Горячие газы, создаваемые пламенем горелки, поступают из камеры внутреннего сгорания в нижнюю часть корпуса теплообменника, не имеющую змеевиков теплопередачи. Змеевики располагаются в верхней секции корпуса и не подвергаются прямому нагреву от пламени горелки. Горячие газы направляются снизу вверх через верхнюю секцию корпуса теплообменника, где располагаются змеевики теплопередачи. Газы обволакивают поверхность змеевиков, осуществляя конвекционный нагрев.

Часть газа выходит из нагревателя через вытяжную трубу. Определённое количество газов возвращается в камеру внутреннего сгорания и смешивается там с горячими газами от горелки. Такая рециркуляция газов повышает эффективность работы нагревателя более чем вдвое и значительно снижает количество оксидов азота, выходящих через выхлопную трубу. Значения тепловой эффективности установки могут достигать 90%. Кроме того, регулируя количество возвращаемого газа, который затем смешивается с горячим газом от горелки, мы регулируем общую температуру газов, подаваемых к змеевику.

Нагреватель конвекционного типа состоит из следующих основных частей:

  • Змеевик
  • Корпус из углеродистой стали с минимальной толщиной стенки 6,4 мм, торцевыми крышками на болтовых соединения, Задняя крышка имеет заслонки крепящиеся болтами для быстрого доступа к внутренней части нагревателя для обслуживания и ремонта.
  • Смотровое отверстие задней крышки вентиляционной заслонки
  • Отверстие для подачи инертных газов для тушения на передней крышке
  • Передняя и задние крышки имеют отверстия для продувки кислородом
  • Салазки из конструкционной стали и устанавливаемая на них опорная рама
  • Монтажные проушины
  • Выхлопная труба дымового газа с нижними фланцевыми присоединениями с защитным колпаком от осадков и защитой от птиц

Горелка для сжигания сырой нефти включает:

  • Высокоэнергетическое прямое искровое зажигание с трансформатором зажигания
  • Пламенно-температурный детектор (на основе сульфида свинца) с измерительной диафрагмой
  • Нагнетатель воздуха сгорания с трубой, демпфером, локально установленным переключателем для воздуха низкого горения и модуляционным двигателем с огнестойкими переключателями низко/высоко

Топливо. В качестве топлива используется та же самая нефть, которая транспортируется по нефтепроводу. Это существенно упрощает работу и удешевляет эксплуатационные расходы.

Узел подачи топлива включает в себя:

  • Основную линию подачи с фильтром, регулятором, предохранительными клапанами, локально установленным переключателем низкого давления, тремя ручными клапанами, клапаном топливной модуляции с модуляционным двигателем, манометром со стопорным клапаном, обратным клапаном, трёхходовым перепускным регулирующим клапаном, гибким шлангом, возвратной линией для топливной нефти, регулятором обратного давления, фильтром, насосом для топливной нефти и электронагревателем для топливной нефти, масломером с сумматором и предварительным нагревателем для топливной нефти.
  • Распылительную линию подачи с фильтром, двумя ручными клапанами, регулирующим клапаном со смещённым потоком, предохранительным клапаном-отсекателем, переключателем низкого давления, гибким шлангом и манометром со стопорным клапаном и компрессором (компрессор служит также для подачи воздуха КИП и воздуха для удаления сажи).

Примерная структура технического задания на проектирование установки подогрева нефти в магистральных нефтепроводах

Для транспортировки нефти в холодный период года и безопасного пуска нефтепровода после остановки необходим подогрев нефти до требуемой температуры, которая задается Заказчиком. Обычно, максимальная величина температуры нагрева нефти ограничивается эксплуатационными ограничениями антикоррозионного покрытия нефтепровода (при высокой температуре возрастает интенсивность процессов коррозии стенок трубы). Минимальная температура обусловлена повышением вязкости нефти и, как следствие, ухудшением ее транспортировочных свойств.

Общие требованияКоличество установок и их расположение (на территории НПС, вне ее и пр.)Требуется ли резервирование ?Если «да», то в каком объеме ?Объем основного и вспомогательного оборудованияОбъем запасных частей и специального инструмента для техобслуживанияТребуется ли выполнение инженерно-геологических изысканий ?Если «да», то в каком объеме ?Требуется ли выполнить строительно-монтажные работы ?Если «да», то в каком объеме ?Требования к пуско-наладочным работамТребуется ли обучение местных специалистов ?Требования к процедуре сдачи объекта в эксплуатацию

Исходные данныеОбъемы перекачки нефти по установкамВходные и выходные температуры нефти по установкамТребования к показателям надежности и сроку службыПодключение к инженерным сетям:- энергоснабжения- топливоснабжения- передачи информации АСУ ТП- технологических трубопроводов- отвода стоковМаксимальный ожидаемый объем перекачки по каждой установкеКоличество часов работы по каждой установкеПродолжительность периода работы с подогревом (холодного периода)

Климатические условия в местах расположения установокТемпература наиболее холодной пятидневкиПродолжительность отопительного периодаСредняя температура за отопительный периодСреднемесячная относительная влажность воздуха за наиболее холодный месяцСейсмичность района Рельеф местности

Эксплуатационные требованияПроизводительность установок подогрева по нефтиЗначения температуры нефти на входе и выходе установок Требования к рабочему давлению змеевиков, связанные с давлением, создаваемым магистральными насосами.Потеря давления при прохождении нефти через установкуКПД установкиМинимальное значение загрузки нефтепровода, при котором установки подогрева нефти сохраняют рабочие параметрыСостав нефти, предназначенной для использования в качестве топливаТребования к строительству топливных резервуаров с подогревом до согласованной температуры и теплоизоляциейТребования к площадкам размещения установокТребования к расположению дренажной системы с емкостью с погружным насосом для автоматического опорожнения змеевиков при создании аварийных ситуаций и месту врезки трубопровода откачки нефти из дренажной емкостиТребования к условиям сбора промливневых стоков и случайно пролитой нефти для последующего отвода к очистным сооружениямТребования к пожарной защите и средствам пожаротушенияТребования по экологии с указанием ПДК продуктов сгоранияТребования к наружной окраске конструкций установки подогрева

АвтоматизацияТребования к средствам учёта количества подогреваемой нефтиТребования по интеграции в существующую систему АСУ ТП НПСТребования по интеграции в системы безопасности станционных объектов, включая пожаротушение, газосигнализацию, а также перевод технологии в безопасный режим при возникновении аварийных ситуаций

Пример инжинирингового проекта для печи подогрева нефти конвекционного типа

  • Печь может быть рассчитана на работу на двух видах топлива: нефть и природный газ;
  • КПД – 90%;
  • Срок службы – до 30 лет;
  • Конструкция змеевика предусматривает частичную замену отдельных износившихся участков без необходимости демонтажа и замены всего змеевика целиком;
  • Может работать в режиме горячего резерва во время периодов, когда не осуществляется нагрев нефти, нагреватель имеет возможность поддерживать температуру камеры сгорания примерно до 290 °C. Этот режим работы минимизирует время пуска в начале каждого цикла нагрева;
  • Низкая температура топочного газа
  • Эти температуры при различных рабочих условия и для разных видов топлива намного ниже температуры самопроизвольного возгорания типичных топливных газов (около 538 по Цельсию), на месте в случае наличия или внештатного возникновения на месте опасных условий.

Особенности конструкции

Нагреватель с прямым обогревом конвекционного типа.

Змеевик: Змеевик разделён в соответствии с перепадом давления и выполнен в серпантинной конфигурации. Топочный газ производит обмен теплом с рабочим газом способом противотока.

Трубные решётки: Имеется 2 трубные решётки, расположенные на обеих сторонах секции змеевика. Трубные решётки изготовлены из материала 304SS (нержавеющая сталь) и выполнены таким образом, что каждая отдельная труба может свободно расширяться и давать усадку с ограничением.

Корпус: Состоит из 3 первичных секций: цилиндрическая секция горения, прямоугольная и плоская секция змеевика, прямоугольный вытяжной канал. Вся внешняя часть корпуса будет подвергнута пескоструйной обработке, загрунтована и покрашена

Канал для рециркуляции и выпускной дымоход: Будут изготовлены из углеродистой стали.

Изоляция: Весь нагреватель футерован волокнистой блочной изоляцией, которая значительно более прочная, чем стандартная волокнистая обёртывающая изоляция.

Печь подогрева нефти с производительностью 250 т/час

Расчетные данные процесса
Тип печи конвекционный
Нагреваемая среда Сырая нефть
Рабочий расход 228 000 кг/ч
Т на входе 20 °C
Т на выходе 70 °C
Давление на входе 0.999 МПа
Давление на выходе 0.801 МПа
Требуемая рабочая тепловая мощность (приток тепла) 8.0 МВт
Общий расчетный тепловой КПД (на основе низшей теплотворной способности) Около 87,0 %
Требуемая теплоотдача горелки (на основе низшей теплотворной способности) 9.2 МВт
Требуемая теплоотдача горелки (на основе высшей теплотворной способности) 10.2 МВт
Тип горелки Воздушный обогрев
Первичное топливо газ
Требуемый избыток воздуха 15%
Потребление топлива - природный газ при расчетных условиях 820 нм³/ч
Потребление воздуха при расчетных условиях 216 нм³/мин
Расход газа рециркуляции при расчетных условиях 1 650 нм³/мин
Расход выхлопных газов 380 нм³/мин
Приблизительная температура топочного газа 290,0 °C
Расчетные данные технологического змеевика
Обеспечиваемая площадь поверхности 1060 м²
Средняя плотность теплового потока 7500 Вт/м²
Тип конфигурации Серпантинного типа с оребрением
Расчетная температура 399,0 °C
Расчетное давление 1.7 МПа
Расчетные данные коммуникаций и места установки
Топливо газ
Низшая теплотворная способность 40 500 кДж/нм³
Высшая теплотворная способность 45 000 кДж/нм³
Расчётный расход топлива 810 нм³/ч
Номинальная мощность 415В / 3 / 50 Гц
Управляющая мощность 220В / 1 / 50 Гц
Макс. расчетная Т окруж. среды 38,00 °C
Мин. расчетная Т окруж. среды -41,00 °C
Направление обвязки подачи топлива Слева направо

Печь подогрева нефти с производительностью 125 т/час

Расчётные данные процесса
Тип печи конвекционный
Нагреваемая среда Сырая нефть
Рабочий расход 113 000 кг/ч
Т на входе 20 °C
Т на выходе 70 °C
Давление на входе 0.999 МПа
Давление на выходе 0.821 МПа
Требуемая рабочая тепловая мощность (приток тепла) 3.9 МВт
Общий расчётный тепловой КПД (на основе низшей теплотворной способности) 85,1 %
Требуемая теплоотдача горелки (на основе низшей теплотворной способности) 4.8 МВт
Требуемая теплоотдача горелки (на основе высшей теплотворной способности) 5.3 МВт
Тип горелки Воздушный обогрев
Первичное топливо газ
Требуемый избыток воздуха 15%
Потребление природного газа при расчётных условиях 422 нм³/ч
Потребление воздуха при расчётных условиях 110 нм³/мин
Расход газа рециркуляции при расчётных условиях 920 нм³/мин
Расход выхлопных газов 210 нм³/мин
Приблизительная температура топочного газа 365,00 °C
Расчётные данные технологического змеевика
Обеспечиваемая площадь поверхности 405.0 м²
Средняя плотность теплового потока 9.8 МВт/м²
Тип конфигурации Серпантинного типа с оребрением
Размер входного коллектора 252 мм
Расчётная температура 399,0 °C
Расчётное давление 1.72 МПа
Расчётные данные коммуникаций и места установки
Топливо газ
Низшая теплотворная способность 40 500 кДж/нм³
Высшая теплотворная способность 45 500 кДж/нм³
Расчётный расход топлива 422 нм³/ч
Номинальная мощность 415В / 3 / 50 Гц
Управляющая мощность 220В / 1 / 50 Гц
Макс. расчетная Т окруж. среды 38,00 °C
Мин. расчетная Т окруж. среды -41 °C
Направление обвязки подачи топлива Слева направо
Подробный объем поставки печи для подогрева нефти

Горелка с высоким диапазоном измерения будет обеспечена для работы на природном газе. Горелка будет установлена на нагревателе и соединена с панелью управления.

Оборудование горелки:

  • Одна горелка с топкой футерованной огнеупорным материалом для работы на природном газе;
  • Одна воздуходувка воздуха горения с двигателем закрытого типа с воздушным охлаждением;
  • Одна заслонка воздуха горения с управляющим электродвигателем;
  • Одно реле низкого давления воздуха горения;
  • Один сканнер пламени;
  • Один искровой воспламенитель;
  • Один трансформатор зажигания;

Топливная линия – Предварительно соединенный обвязкой и проводкой коллектор топливной линии. Топливная линия является неотъемлемой частью системы безопасности горелки, которая регулирует наличие топлива к горелке.

Оборудование линии подачи газа:

  • Один регулятор начального давления, рассчитанный на входное давление природного газа 1,75 бар;
  • Два предохранительных отсекающих клапана для закрытия первичной линии;
  • Один выпускной клапан для отвода первичной линии;
  • Четыре изолирующих шаровых клапана для перекрытия первичной линии;
  • Один фильтр для фильтрации топливного газа на входе;
  • Одно реле высокого и низкого давления газа;
  • Два жидкостных манометра;
  • Один регулятор управляющего давления, рассчитанный на давление природного газа на входе 1,75 бар;
  • Два запорных клапана для закрытия управляющей линии;
  • Один выпускной клапан для отвода управляющей линии;
  • Два ручных изолирующих шаровых клапана для перекрытия управляющей линии;
  • Два жидкостных манометра
  • Предварительное соединение обвязкой и проводкой – топливная линия будет предварительно соединена обвязкой от входного изолирующего клапана со входом горелки.

Вентилятор для рециркуляции – рециркуляции топочного газа.

Оборудование вентилятора рециркуляции:

  • Один вентилятор рециркуляции
  • Один двигатель

Панель управления и система управления горелкой – Будет обеспечена панельуправления системы нагрева со встроенной системой управления работой

Автоматическая система газового пожаротушения (СО2) для локализации внутренних возгораний

Принцип действия:

В случае протечки змеевика и оповещения о случившимся возгорании, происходит отключении установки подогрева нефти, а внутренний объем нагревателя моментально заполняется СО2, что приводит к моментальной локализации возгорания.

Персонал компании Интех ГмбХ (Intech GmbH) готовы ответить на любые технические вопросы по поставляемым компанией печам и установкам для подогрева нефти.

Теплообменное оборудование

Графитовые теплообменникиКожухопластинчатые теплообменникиКожухотрубные теплообменникиПластинчатые теплообменникиНагреватели, резервуары и баки, нагрев компонентов асфальтового оборудованияРезистивные поточные нагреватели для подогрева пластовой водыУстановки и оборудование для подогрева теплоносителя

Нагреватели типа «водяная баня»

www.intech-gmbh.ru

.

- F=415 2.

, .

, . , , .

. . , , .

11703 .

/ : 2 : 3 - . 4; 5 : 6 : 7 : 8 : 9 ; 10 :

.

(), ()

:

: : ,

:

: : : - :

() ()

:

( ): 2 : 3 ( ): 4 : 5

:

: : - : :

. 1- : 2- : 3- :

:

1 : 2 . 3 . 4 : 5 : 6 : 7 .

:

. 2,3 : 4 : 5 eooo: 6

25 2,25 2,5 ( 1966 - 3001 , )

1- ( 1966-3001 /1 )-1 : 2- ( 1966-3001/2) - 3 . 3 - ( 1966-3001 /3)- 1 .

1 1966 - 3001 2.5 2.304 68

) ; ) , 1- . 2 ; 3

16-900

- D = 900 , . . 32 /2 50 /2.

40 . 3,5. , ,

- .

0 , , , (7) (5). 8 11,3 .

D = 900 16-900 20 X 2,5 , 6000 530 2 , 9000 870 2.

. .

= 16 /2.

1209 .

"

-25 (-25)

-25 (-25) . -25 25 , -25 25 , 382-56 . -, () 48 X 4, 50 2, 230 2. -

-25 (-25). . 1 ; 2 ; 3 ; 4 ) 5 ; 6 ; 7 ; 8 . I ; II ; III - .

-25 (-25).

: I ; II ; III .

, , , .

, .

16 /2 25 2, -25 PJ = 40 /2.

-25 . .

-25 ( 2 . ).

() 200350 , 50 /, , 278 /. 300 2.

(): -, 220 m/, , 278 /. 1800 2. -: , -. 900 2.

.

-

- .

. 25.

= 100 /2.

11969 .

U- .

, , , .

.

- . 1 ) 2 ; 3 ; 4 ; 5

U-

U -. , , .

, , .

, -, , 12, 5.

P= 100/2.

-25956. -13605 . 1 .

U- .

-1 - e ; 2 - D = 200 ; 3 ; 4 U ; 5 ;; 6 D =80;

7 - D =200

F = 130 2.

1 D = 150 16 /", 2 = 250 = 16 / 3 , 4 , 5 D = 250 = 16 /2; 6 , 7 , S Dy = 150 - = 16 -/2, 9 , 10 .

1 , 2 , 3 .

e :

: 2 : 3 - : 4 -

6 U -

1 ; 2 ; 3 ; 4 , 5 0 38 3 ; 6 ; 7

- .

1 , 2 , 3 4 , 5 , 6 , 7 , 8 , 9 , 10 , 11 .

, .

:

1-, 2 , 3 , 4 , 5 , 6 , 7 , 8 , 9 , 10 , 11-12-, 13- : - . I II , III- , IV , V -

:

1- , 2 , 3- , 4 , 5 , 6-

studopedia.ru

Температура - подогрев - нефть

Температура - подогрев - нефть

Cтраница 1

Температура подогрева нефти на станциях горячих трубопроводов является одним из проектных параметров, связанных с другими конструктивными параметрами трубопровода.  [1]

Температура подогрева нефти ta не должна превышать величины, при которой происходит закоксовывание трубок теплообменного аппарата или начинается разложение нефти.  [2]

Температура подогрева нефти ( 70 - 75 С) перед обезвоживанием и обессо-ляванием, а также продолжительность пребывания в отстойниках термической ступени недостаточны.  [3]

Температуру подогрева нефти наиболее целесообразно определять исходя из экономических соображений. При увеличении температуры подогрева увеличивается и расход энергии на подогрев, а расход энергии на перекачку снижается. Очевидно, должна существовать такая температура подогрева, при которой суммарная стоимость энергии на подогрев и перекачку будет наименьшей.  [4]

А Температура подогрева нефти из года в год повышается.  [5]

Увеличение температуры подогрева нефти ведет к снижению потерь на трение в трубопроводе, но также и к росту затрат на подогрев вследствие увеличения количества сжигаемой в печах нефти. Возникает необходимость определения оптимальных температур перекачки tH; и tKi путем минимизации целевой функции затрат, которая представляет собой сумму затрат на подогрев и перекачку нефти в целом по трубопроводу.  [6]

Следовательно, температура подогрева нефти на станциях горячих трубопроводов является одним из проектных параметров, связанных с другими, конструктивными параметрами трубопровода, и ее оптимальное значение следует определять на стадии проектирования трубопровода.  [7]

При нормальной работе теплообменников температура подогрева нефти должна оставаться постоянной и соответствовать заданной по технологической карте.  [9]

При постановке задачи выбора температуры подогрева нефти естественным критерием оптимальности является критерий минимума суммарных затрат на подогрев и перекачку нефти при условии заданной пропускной способности трубопровода. Этот же критерий остается справедливым и при выборе оптимальных режимов трубопроводов с путевым электроподогревом.  [10]

Работа блока ЭЛОУ зависит от температуры подогрева нефти или конденсата, количества и качества воды, поступающей на растворение солей, и качества деэмульгатора, подаваемого в нефть. Необходимо следить за накоплением осадка в дегидраторе: при больших скоплениях различного рода твердых и смолистых веществ полезный объем аппарата уменьшается и качество работы дегидратора снижается, увеличивается количество солей и воды в нефти, а в сбрасываемой засоленной воде возрастает количество нефтепродуктов.  [11]

Формула i4.4I) позволяет обосновать температуру подогрева нефти в ш асте при тепловом воздействии на пласт с учетом и градиента давления. Тогда в эту формулу следует вместо градиента давления предельного разрушения структуры подставлять заданный градиент давления. Величину градиента давления необходимо обосновать исходя из других соображений.  [12]

При обработке призабойной зоны скважин горячей нефтью печь для подогрева ее снабжается автоматическими устройствами, регулирующими температуру подогрева нефти. На топливном трубопроводе устанавливаются редуцирующее устройство, предохранительный клапан, а также устройство для предупреждения попадания конденсата в контрольно-измерительные приборы и газовую горелку.  [13]

Режимы работы горячего нефтепровода в условиях пуска в эксплуатацию, остановок перекачки, изменения пропускной способности и температуры подогрева нефти называются переходными. Они характеризуются изменением пропускной способности и температуры нефти при переходе от одного стационарного состояния к другому. Процесс течения нефти по трубопроводу и его тепловой режим в этих условиях являются неустановившимися. Причиной возникновения переходных режимов работы горячих нефтепроводов может явиться плановое или аварийное отключение отдельных насосных агрегатов или НС, тепловых печей или теплообменников ТС, заполнение трубопровода нефтью при его пуске, остановка перекачки и ее возобновление, последовательная перекачка нефтей с различными физическими свойствами, подключение или отключение отборов и подкачек нефти по трассе трубопровода, сезонное колебание температуры воздуха и теплофизических характеристик грунта. Указанные причины приводят к изменению параметров перекачки: температуры, давления, пропускной способности. Причем отклонение любого из этих параметров от стационарного состояния, если не производится специального регулирования системы, приводит к соответствующему изменению всех остальных. Так, например, при аварийном отключении станции подогрева в трубопровод начинает поступать холодная нефть, имеющая более высокую вязкость по сравнению с подогретой нефтью.  [14]

Для интенсификации работы К-1 на ряде НПЗ были переобвязаны теплообменники по сырью и теплоносителю с целью повышения температуры подогрева нефти на входе в К-1. На одном НПЗ внедрена энергосберегающая технология отбензинивания нефти, которая отличается тем, что часть поступающей в К-1 исходной обессоленной нефти нагревают в конвекционной камере печи ( атмосферной или вакуумной) до 180 С ( вместо 205 С) и подают вторым потоком в секцию питания, а в низ К-1 в качестве испаряющего агента подают водяной пар ( 0 7 % мае.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

4.5Пункты подогрева нефти. Станции смешения нефти

4.5.1 Пункты подогрева нефти (ППН) могут быть в составе НПС или самостоятельным объектом МН. ППН предназначены для подогрева высоковязкой и высокозастывающей нефти с целью снижения ее вязкости для перекачки по магистральному нефтепроводу.

4.5.2 В состав пункта подогрева нефти входят: печи подогрева, технологические трубопроводы, система внутренней циркуляции для предотвращения застывания нефти в коммуникациях, система для сдвига застывшей нефти в коммуникациях и магистральном нефтепроводе, система топливообеспечения горелок печей, система стационарного пожаротушения, оборудование, устройства, установки по энергообеспечению, КИПиА, амбары для спуска нефти при авариях и другие сооружения.

Состав объектов ППН и технические характеристики сооружений и оборудования определяются проектом.

4.5.3 Количество печей определяется проектом с учетом конкретных условий работы участка МН, времени года и необходимого резерва.

Температура подогрева нефти и запас необходимого количества нефти в резервуарах на ППН определяются технологическим регламентом участка нефтепровода и должны обеспечивать компенсацию теплопотерь перекачиваемой нефти с условием сохранения ее текучести (на 3-5С выше температуры застывания нефти) до следующего ППН при минимальных температурах окружающей среды, а также обеспечивать возможность пуска участка нефтепровода после плановой остановки.

Технологические режимы перекачки нефти должны соответствовать требованиям 3.4.17-3.4.19 настоящих Правил.

4.5.4 Если на ППН имеются резервуары, они должны быть оснащены системами, предупреждающими застывание нефти и предотвращающими образование осадка.

4.5.5 Системы внутренней циркуляции для предотвращения застывания нефти и для сдвига застывшей нефти в коммуникациях должны находиться в работоспособном состоянии.

4.5.6 Пуск в эксплуатацию печей подогрева должен проводиться в соответствии с местными инструкциями, разработанными на основе нормативных документов.

4.5.7 Режим эксплуатации печей подогрева должен определяться проектом, паспортными данными и должен соответствовать технологической карте печей, которая утверждается главным инженером ОАО МН.

4.5.8 Аварийная автоматическая остановка печи должен осуществляться в следующих случаях:

- при прекращении циркуляции нефти через печь;

- при понижении тяги в топке;

- при понижении давления воздуха перед горелками;

- при исчезновении пламени в любой из горелок;

- при понижении давления газа перед горелками.

4.5.9 При отказах и пожарах ППН должен отключаться перекрытием задвижек на отводах к пункту. Обслуживающий персонал должен действовать согласно плану ликвидации аварий и тушению пожаров. Обо всех авариях и пожарах немедленно информируется диспетчер филиала ОАО МН.

4.5.10 Печи подогрева должны быть оснащены системой пожаротушения в соответствии с проектом.

4.5.11 Технические осмотры, обслуживание, текущие и капитальные ремонты печей должны проводиться в соответствии с графиком, утвержденным в установленном порядке. Работы оформляются записью в оперативном журнале и паспортах печей.

4.5.12 Ревизия элементов печей подогрева должна проводиться в период плановых ремонтов печей службой главного механика ОАО МН, его филиала с оформлением актов в установленном порядке.

4.5.13 Обслуживающий персонал ППН должен обеспечить эксплуатацию печей подогрева, всех систем и оборудования ППН в соответствии с производственными инструкциями по технической эксплуатации, правилами пожарной безопасности и охраны труда, настоящими Правилами.

4.5.14 Надзор за правильностью эксплуатации, своевременностью и качеством проведения технического обслуживания и ремонта печей в соответствии с графиком возлагается на специалистов ОАО МН и его филиала в объеме их должностных инструкций.

4.5.15 Оборудование и сооружения ППН при отдельном расположении от НПС – технологические трубопроводы, резервуарные парки, противопожарная система, электроустановки, система автоматики и телемеханики и другие должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями соответствующих разделов настоящих Правил.

4.5.16 Снижение вязкости, обеспечение заданных качеств перекачиваемых по МН нефтей может осуществляться путем компаундирования на станциях смешения нефти (ССН).

4.5.17 Состав сооружений и объектов, входящих в ССН, определяется проектом.

4.5.18 Технологический процесс смешения и получения требуемых качеств перекачиваемой нефти проводится согласно специально разработанной инструкции.

4.5.19 Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт сооружений и оборудования ССН проводится согласно требованиям соответствующих разделов настоящих Правил.

4.5.20 Оперативная и техническая документация при эксплуатации оборудования, сооружений ППН и ССН комплектуется согласно требованиям 4.2-4.4 и других разделов настоящих Правил.

studfiles.net

Подогрев - сырая нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Подогрев - сырая нефть

Cтраница 2

Особенно трудно вымыть из нефти кристаллы солей, а возможность их образования в нефтях восточных месторождений, содержащих пластовую воду с высокой концентрацией солей, не исключена в газосепараторах и при подогреве сырой нефти. Образовавшиеся кристаллы соли в нефти обволакиваются гидрофобной нефтяной пленкой, препятствующей их растворению в воде.  [16]

Под давлением 3 - 6 кгс / см нефтегазоводяная смесь поступает ь сепаратор первой ступени сепарационно-обезвоиивающего узла 5, где сепарируется основное количество газа. Подогрев сырой нефти теплом балластной воды усиливает процесс газосепарации, благода ря чему сокращается количество ступеней газосепарации. Предварительно замеряется его количество и определяется фракционный состав. Поел подготовки к транспортированию газ направляется потребителю.  [17]

Для подогрева сырой нефти используют теплообменники двух типов: кожухотрубные и труба в трубе. Теплообмен между сырой и нагретой нефтью осуществляется по принципу противотока.  [18]

В соответствии с технологической схемой подготовки сырой нефти перед деэмульгацией ее подогревают сначала до 30 - 40 С товарной нефтью, выходящей из установок, а затем до 60 - 70 С в паровых теплообменниках или огневых печах. Для подогрева сырой нефти используют теплообменники двух типов: кожухотрубные и труба в трубе. Теплообмен между сырой и нагретой нефтью осуществляется по принципу противотока. Наиболее уязвимой частью подогревателей по отношению к коррозии являются трубные пучки. Срок их службы составляет 1 5 - 3 года, что зависит в основном от типа применяемого реагента-деэмульгатора. Особенно интенсивно развивается коррозия трубок в местах их развальцовки на трубных досках. Здесь кроме агрессивного воздействия самой среды сказываются еще и механические напряжения, возникающие вследствие пластической деформации металла и больших перепадов температур между сырой и товарной нефтью.  [19]

Алюминий характеризуется хорошей стойкостью к нефтепродуктам. Mg используют для изготовления спиральных нагревателей, служащих для подогрева сырой нефти в резервуарах танкеров при ее транспортировке. Для поддержания эффективного теплоотвода и предотвращения коррозии, образующейся на таких нагревателях, спекшийся осадок необходимо удалять путем промывки горячей морской водой. В нефтеперерабатывающей промышленности алюминий применяют для изготовления обшивки башен и колонн, теплообменников, газоочистителей, резервуаров для перевозки и хранения нефтепродуктов. Алюминиевые теплообменники используют во многих отраслях промышленности, при этом если одна из контактирующих с алюминием сред вызывает пит-тинговую коррозию, то применяют плакированные сплавы. В газовой промышленности теплообменники из подобных двойных труб с алюминием со стороны воды и сталью со стороны газа используют в тех случаях, когда в газе присутствует кате-хин, разрушающий алюминий.  [20]

Технические нагреватели и теплообменники предварительно нагревают исходное сырье в башнях перегонки и в процессах нефтепереработки до температур реакции. Основная часть тепла, поступающего в технические установки, идет от нагревателей, находящихся в установках подогрева сырой нефти и риформинг-установках, от установок коксования и кипятильников с большой колонной, которые подпитываются нефтезаводским или природным газом, дистиллятом и остаточной нефтью. Нагреватели обычно разрабатываются для определенных технологических операций, большинство из них имеют либо цилиндрическую вертикальную конструкцию, либо конструкцию коробочного типа. Теплообменники используют пар или горячий углеводород, передаваемый из других секций процесса для подвода тепла.  [21]

Для безопасности в работе теплообменники должны быть в данном случае рассчитаны на высокие давления, что приводит к утяжелению их конструкции. В таких случаях выгодно применять видоизмененную схему, называемую схемой с предварительным ( или повторным) испарением. По этой схеме ( рис. 218) сырая нефть, нагретая в теплообменниках 5, перед вводом в трубчатую печь / предварительно поступает в первую ректификационную колонну 2, где легкие фракции испаряются, а неиспарив-щаяся часть откачивается со дна колонны горячим насосом и возвращается в трубчатую печь. При выходе из печи часть нагретого в печи сырья возвращается в первую колонну и служит для подогрева сырой нефти, поступающей из теплообменников.  [23]

Существующие технологические схемы электрообессоливающих установок различаются числом ступеней и электродегидраторов в каждой ступени, местами ввода в нефть воды и деэмульгатора, способами сбора и повторного использования дренажной воды, а также тем, как они связаны с нефтеперерабатывающими установками. Так, в сороковые и пятидесятые годы строили отдельно стоящие ЭЛОУ, оборудованные вертикальными, а с конца пятидесятых годов и шаровыми электродегид-раторами. В первой половине шестидесятых годов строили совмещенные ЭЛОУ, оборудованные шаровыми электродегидраторами. Эти установки непосредственно связаны с сырьевым насосом нефтеперерабатывающей установки ( минуя резервуар), подогрев сырой нефти на них осуществляется теплом ее дистиллятов и мазута. Начиная со второй половины шестидесятых годов, на НПЗ стали строить блоки ЭЛОУ с горизонтальными электродегидраторами, жестко встроенные в систему нефтеперерабатывающей установки и работающие под давлением ее сырьевого насоса.  [25]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Способ подогрева нефти на магистральных трубопроводах

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта, конкретно, к способу подогрева нефти на магистральных трубопроводах, и может быть использовано как при сооружении новых, так и при модернизации действующих магистральных трубопроводов. В способе подогрева нефти на магистральных трубопроводах с помощью теплообменной системы, установленной на пунктах подогрева нефти, включающем нагрев промежуточного теплоносителя и теплопередачу от промежуточного теплоносителя к перекачиваемому продукту, согласно изобретению в качестве теплоносителя используют воду, нагрев которой осуществляют в водогрейном котле по графику 110-80°С, нагретую воду направляют в трубное пространство первой теплообменной системы, в которой поддерживают температуру циркулирующей в межтрубном пространстве воды по графику 100-70°С, и эту воду используют для нагрева перекачиваемого продукта до заданной температуры во второй теплообменной системе. Техническим результатом предлагаемого способа является исключение перегрева нефти, снижение коррозионной активности перекачиваемой среды и соответственно снижение износа трубопроводов при сохранении высокой эффективности нагрева. 1 ил.

 

Настоящее изобретение относится к области трубопроводного транспорта, конкретно, к способу подогрева нефти на магистральных трубопроводах, и может быть использовано как при сооружении новых, так и при модернизации действующих магистральных трубопроводов.

Известно, что при перекачке нефти на большие расстояния для увеличения пропускной способности трубопроводов осуществляют ее нагрев на промежуточных подогревательных пунктах.

Известен способ подогрева нефти, включающий отвод части перекачиваемой нефти из трубопровода, подачу ее в печь высокого давления, получение топочного газа, регулирование его температуры, а также температуры нефти путем ввода в нее топочного газа, при этом в топочный газ добавляют углекислый газ и азот и в нефть его вводят при температуре на 10-20°С ниже температуры структурных изменений перекачиваемой нефти. (Авторское свидетельство №631746, F17D 1/16, 1978 г.)

Известен также способ подогрева нефти при перекачке, заключающийся в том, что поток нефти при давлении перекачки разделяют на части, поступающие в обогреваемые элементы печи, и в одном из обогреваемых элементов снижают производительность части поступающей в него нефти до увеличения температуры части нагреваемой нефти выше температуры ее кипения. Отделяют из нее газовую фазу и подают в горелку подогревателя в количестве, достаточном для нагревания всего потока, причем в одном из обогреваемых элементов увеличивают площадь нагрева относительно площади другого элемента. (Авторское свидетельство №1392301, F17D 1/18, 1988 г.)

Недостатком этих способов является то, что за счет «жесткого» прямого нагрева нефти в печи имеет место локальный перегрев нефти в пристенном слое с образованием агрессивных сред и, как следствие, быстрая коррозия магистральных трубопроводов.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ подогрева нефти и нефтепродуктов на магистральных трубопроводах, когда частично объединяют технологические процессы трубопроводного транспорта нефти и газа с помощью теплообменной системы. Способ предусматривает использование вторичных энергоресурсов газопроводов для подогрева и снижения вязкости перекачиваемого нефтепродукта. Для осуществления способа магистральный нефтепровод, трасса которого пролегает вблизи от компрессорной станции (КС) магистрального газопровода, заводят на площадку этой КС, где его по последовательной схеме соединяют с двумя теплообменниками. В первом теплообменнике происходит охлаждение потока газа и нагрев промежуточного теплоносителя, во втором теплообменнике происходит теплопередача от промежуточного теплоносителя к перекачиваемой нефти. Охлажденный теплоноситель из второго теплообменника поступает в первый теплообменник и затем рабочий цикл повторяется. (Патент РФ №2171424, F17D 1/18, 2001 г.)

Однако для реализации этого способа необходима параллельная прокладка теплого газопровода, что в свою очередь усугубляет взрывопожароопасную ситуацию на линии трубопроводного транспорта, и, кроме того, способ недостаточно эффективен, так как теплоемкость газового потока относительно невелика, а газопровод, проложенный в одних условиях с нефтепроводом, подвержен тем же температурным колебаниям.

Задачей изобретения является разработка безопасного способа «мягкого» подогрева нефти на магистральных трубопроводах, значительно снижающего степень коррозионного воздействия транспортируемой нефти на нефтепроводы и соответственно увеличивающего сроки их эксплуатации, а также обеспечивающего повышение взрывопожаробезопасности.

Для решения поставленной задачи предлагается способ подогрева нефти на магистральных трубопроводах с помощью теплообменной системы, установленной на пунктах подогрева нефти, включающий нагрев промежуточного теплоносителя и теплопередачу от промежуточного теплоносителя к перекачиваемому продукту, в котором согласно изобретению в качестве теплоносителя используют воду, нагрев которой осуществляют в водогрейном котле по графику 110-80°С, нагретую воду направляют в трубное пространство первой теплообменной системы, в которой поддерживают температуру циркулирующей в межтрубном пространстве воды по графику 100-70°С, и эту воду используют для нагрева перекачиваемого продукта до заданной температуры во второй теплообменной системе.

Использование в качестве промежуточного теплоносителя воды, нагреваемой в водогрейном котле по заявленному графику, двух теплообменных систем, заявленного графика нагрева воды в первой теплообменной системе и нагрев нефти до заданной температуры во второй теплообменной системе позволяет исключить перегрев нефти, снизить коррозионную активность перекачиваемой среды и соответственно снизить износ трубопроводов при сохранении высокой эффективности нагрева.

Водогрейные котлы не являются взрывопожарными и не требуют использования специальных систем пожаротушения.

Наличие в предлагаемом способе первой теплообменной системы (так называемого промежуточного контура воды) позволяет избежать попадания перекачиваемого продукта в сетевую воду и далее в водогрейный котел в случае аварии на второй (нефтяной) теплообменной системе.

На чертеже представлена структурная схема, поясняющая предлагаемый способ подогрева нефти на магистральных трубопроводах.

На схеме показаны: водогрейный котел - 1, первая теплообменная система - 2, вторая теплообменная система - 3 и блок химической очистки воды - ХВП. На схеме не указаны: насосы для подачи топлива к форсункам водогрейного котла, теплообменники для подогрева топлива перед форсунками, а также насосы и блоки пластинчатых теплообменников, составляющие первую и вторую теплообменные системы (например, по три блока теплообменников в каждой системе - два основных и один резервный).

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом. На магистральном нефтепроводе в районе насосной перекачивающей станции устанавливают секущую арматуру, с помощью которой весь транспортируемый поток нефти (I) направляют на разогрев в пункт подогрева нефти. От общего коллектора магистрального нефтепровода отбирают весьма малую часть нефти для использования в качестве топлива для водогрейного котла. В водогрейном котле (1) очищенную на блоке ХВП воду нагревают до температуры 110°С. Производимую водогрейным котлом воду в качестве теплоносителя подают в трубное пространство теплообменников первой теплообменной системы (2), где она охлаждается до 80°С и возвращается в котел, нагревая при этом циркулирующую в межтрубном пространстве воду до температуры 100°С. Эта вода в качестве теплоносителя поступает во вторую теплообменную систему (3), в которой осуществляют нагрев нефти от +5 - +15°С до +40 - +45°С. Затем вода с температурой 70°С возвращается в первую теплообменную систему, а подогретая нефть поступает далее в систему трубопроводного транспорта.

При осуществлении предлагаемого способа горячую воду первой теплообменной системы (промежуточного контура) используют для обогрева оборудования перекачивающих пунктов (внутренние змеевики), в теплообменниках нагрева топлива для водогрейных котлов, а горячую воду водогрейных котлов - для нужд отопления и вентиляции, обогрева трубопроводов, оборудования перекачивающих пунктов (наружные змеевики), что повышает экономичность способа перекачки нефти.

Способ подогрева нефти на магистральных трубопроводах с помощью теплообменной системы, установленной на пунктах подогрева нефти, включающий нагрев промежуточного теплоносителя и теплопередачу от промежуточного теплоносителя к перекачиваемому продукту, отличающийся тем, что в качестве первичного теплоносителя используют воду, нагрев которой осуществляют в водогрейном котле по графику 110-80°С, нагретую воду направляют в трубное пространство первой теплообменной системы, в которой поддерживают температуру циркулирующей в межтрубном пространстве воды по графику 100-70°С, и эту воду используют для нагрева перекачиваемого продукта до заданной температуры во второй теплообменной системе.

www.findpatent.ru

Подогрев нефти и нефтепродуктов

Устройства разогрева нефтепродуктов:

 

Если светлые нефтепродукты (бензин, керосин) легко транспортируются по трубопроводам в любое время года и операции с ними не вызывают особых затруднений, то операции с темными нефтепродуктами (мазутом, смазочными маслами) вызывают значительные трудности. Объясняется это тем, что темные нефтепродукты при понижении температуры воздуха становятся более вязкими и транспортирование их без подогрева становится невозможным. Подогрев осуществляется как при хранении, так и при транспортировке, приемо- раздаточных операциях.Для подогрева применяют различные теплоносители: водяной пар, горячую воду, горячие газы и нефтепродукты, электроэнергию. Наибольшее применение имеет водяной пар, обладающий высоким теплосодержанием и теплоотдачей, легко транспортируемый и не представляющий пожарной опасности, обычно используют насыщенный пар давлением 0,3-0,4 МПа, обеспечивая нагрев нефтепродукта до 80-100С.

  • Горячую воду- применяют в тех случаях, когда ее имеется большое количество, так как теплосодержание воды в 5-6 раз меньше теплосодержания насыщенного пара.
  • Горячие газы- имеют ограниченное применение, т.к. они отличаются малой теплоемкостью, низким коэффициентом теплоотдачи, а так же трудно организовывать их сбор; используются лишь при разогреве нефтепродуктов в автоцистернах и трубчатых подогревателях на НПЗ.
  • Горячие масла- в качестве теплоносителей в случаях когда требуется разогреть тугоплавкие нефтепродукты теплоносителем с высокой температурой вспышки- для которых не возможен разогрев горячей водой или паром.
  • Электроэнергия- один из эффективных теплоносителей, однако при использовании электронагревательных устройств необходимо соблюдать противопожарные требования. Обнаженная электрическая грелка с накаленной проволокой способна вызвать воспламенение паров нефтепродуктов.
  • Подогрев острым (открытым) паром- заключается в подаче насыщенного пара непосредственно в нефтепродукт, где он конденсируется, сообщая нефтепродукту необходимое тепло. Этот способ применяют главным образом для разогрева топочного мазута при сливе из ЖДЦ. Недостаток данного способа- необходимость удаления в дальнейшем воды из обводненного нефтепродукта.
  • Подогрев трубчатыми подогревателями- заключается в передаче тепла от пара к нагреваемому продукту через стенки подогревателя. Здесь исключается непосредственный контакт теплоносителя с нефтепродуктом, пар поступая в трубчатый подогреватель отдает тепло нефтепродукту через стенку подогревателя, а сконденсировавшийся пар отводится наружу, благодаря чему исключается обводнение нефтепродукта.
  • Циркуляционный подогрев- основан на разогреве нефтепродукта тем же нефтепродуктом, но предварительно подогретым в теплообменниках. Циркуляционный подогрев применяют в основном при обслуживании крупных резервуарных парков, а так же ЖДЦ.
 

Конструкции и расчет подогревателей

По конструкции подогреватели в зависимости от назначения делятся на подогреватели при сливе нефтепродуктов из емкостей, подогреватели при хранении в резервуарах и подогреватели трубопроводов.Подогреватели при сливе нефтепродуктов различаются по способу подогрева и типу транспортной емкости. Для подогрева в железнодорожных цистернах (ЖДЦ) применяют следующие подогреватели:

  • Подогреватели острым паром по конструкции представляют собой перфорированные трубчатые шланги, помещённые в толщу жидкости, пар поступает через отверстия в штангах. Используется только для разогрева мазута, допускающего частичное обводнение.
  • Подогреватели глухим паром подразделяются на переносные и стационарные, переносныепомещают в ЖДЦ только на время разогрева, а по окончании их извлекают. Стационарные находятся внутри ЖДЦ постоянно, подогреватели изготавливают из дюралюминиевых труб, состоят из трех секции, помещаемых в ЖДЦ поочередно.
  • Подогреватели в резервуарах РВС, РГС, емкостях ЕПП выполняются в виде различных конструктивных форм- змеевиковые и секционные из трубчатых элементов. Для лучшего подогрева их размещают по всему поперечному сечению резервуара. Наибольшее применение имеют подогреватели собираемые из отдельных унифицированных секций.
  • Наряду с общим подогревом всего нефтепродукта применяют так называемый местный подогрев. Местные подогреватели следует располагать поблизости от приемо- раздаточных устройств.
  • При циркуляционном методе подогрева нефтепродукт собирается из нижней части резервуара и насосом прокачивается через внешний подогреватель- теплообменник. В этом случае внутри резервуара устанавливается кольцевой подающий трубопровод и местный подогреватель у заборной трубы. Теплообменники устанавливаются индивидуально у каждого резервуара.
  • Основными подогревателями для трубопроводов являются паровые подогреватели и электрические. Паровые выполняются в виде паровых спутников- паропроводов, прокладываемых вместе и параллельно с нагревательным трубопроводом, существуют два способа прокладки паровых спутников- внутренний и наружный. Монтаж изоляции трубопроводов со спутниками выполняют с применением формованных изделий (пенопластиков), мастик или минераловатных скорлуп с покрытием штукатуркой или металлическими кожухами.
В качестве электрических подогревателей применяют гибкие нагревательные элементы (ГНЭ), они представляют собой узкую эластичную ленту, состоящую из медных и нихромовых проволок, сплетенных стеклонитью. Для придания влаго устойчивости ленту покрывают кремнеорганической резиной. В таком виде ленту наматывают на трубопровод и покрывают снаружи слоем тепловой изоляции. Лента снабжена штепсельным разъемом для быстрого подключения к сети.

Устройства разогрева нефтепродуктов:

 

Уважаемые Коллеги! Мы будем рады проконсультировать Вас по любым вопросам производства, подбора, приобретения и доставки резервуарных конструкций и оборудования, а также предложить оптимальные цены, учитывая Ваши пожелания!

 

 

vzrk.ru


Смотрите также