2482

9.3.2. Выбор основных параметров теплообменника типа «труба в трубе»

Теплообменники типа «труба в трубе» широко используются при разогреве нефтепродуктов. Преимущество таких теплообменников заключается в простоте конструкции, и они могут быть собраны из стандартных элементов. При необходимости поверхность теплообмена может быть увеличена за счет установки нескольких секций.

На рис. 9.6 показан секционный паровой подогреватель топлива ПТС типа «труба в трубе».

Горячий пар входит через клапан 4, проходит по трубе 7 и выходит через клапан 5 в виде конденсата. Проходя по трубе, пар нагревает ее и отдает теплоту через стенки трубы 7 нефтепродукту. Холодный нефтепродукт под действием перепада давления входит в подогреватель через клапан 6, а выходит через клапан 3. Нефтепродукт, проходя через кольцевое сечение подогревателя, увеличивает свою температуру, снижая вязкость и увеличивая текучесть. Массовый расход пара и нефтепродукта регулируется проходными сечениями клапанов.

Рис. 9.6. Подогреватель топлива секционный типа ПТС:

1 и 2 – опоры неподвижные; 3 – клапан выхода топлива; 4 – клапан входа пара; 5 – клапан выхода конденсата; 6 – клапан входа топлива; 7 – труба нагревательная;

8 – корпус подогревателя; 9 – фланец корпуса; 10 – болт; 11 – крышка; 12 – изоляция; 13 – рёбра нагревательной трубки; А и Б – вход и выход нефтепродукта; В – вход пара; Г – выход конденсата

На рис. 9.7 показан разрез теплообменника типа «труба в трубе». Горячий теплоноситель движется по внутренней трубе, а нефтепродукт – по кольцевому каналу. Теплота передается от одного теплоносителя к другому через цилиндрическую стенку.

141

Тепловой поток теплоносителя в трубе определяется из выражения

в кольцевом канале

где m1, m2 – массовые расходы теплоносителей во внутренней трубе и кольцевом канале соответственно, кг/с;

t11, t12 – температура на входе и выходе внутренней трубы, °С; t21, t22 – температура на входе и выходе кольцевого канала, °С.

При установившемся режиме теплообмена Ф1 Ф2 Ф. При равенстве уравнений 9.26 и 9.27 получается баланс теплового потока.

2, t2

Q

1, t1

d1 D1 d2 D2

1 2 3

Рис. 9.7. Теплопередача через цилиндрическую стенку: 1 – внутренняя труба; 2 – кольцевой канал; 3 – изменение температуры; d1 – внутренний диаметр

внутренней трубы; D1 – наружный диаметр внутренней трубы; d2 – внутренний диаметр кольцевого сечения; D2 – наружный диаметр кольцевого сечения

По кольцевому каналу движется нефтепродукт, например мазут М-40, который под действием перепада давления, создаваемого насосом, входит в кольцевой канал при температуре 10 °С (t21), а на выходе из кольцевого канала температура должна повыситься до 40 °С(t22). Теплоемкость нефтепродукта составляет 2,1 кДж/(кг∙К). Время подогрева 4 ч (14400 с). Масса мазута 20 000 кг. Массовый расход мазута m2 = M/t составит 1,388 кг/с. Необходимый тепловой поток Ф2 определяем по формуле 9.27, и он составит 87,4 кДж/с или 87,4 кВт.

Далее выбирают вид теплоносителя (пар, горячая вода, нагретый керосин). Допустим, мы выбрали в качестве теплоносителя горячую воду с температурой на входе в теплообменник 90 °С (t11), а на выходе 50 °С (t12). Удельную массовую теплоемкость воды примем равной 4,18 кДж/(кг∙К). По формуле 9.26 нахо-

142

дим необходимый массовый расход горячей воды при Ф1 Ф2 , который соста-

вит 0,52 кг/с или 1872 кг/ч.

Определив требуемое значение теплового потока Ф для нагрева нефтепродукта, находим необходимую площадь F поверхности горячего теплоносителя

(нагревателя), используя уравнение теплопередачи:

где к – средний, постоянный для поверхности F коэффициент теплопередачи, Вт/(м2∙К); tн – средний для поверхности F температурный напор между теплоносителями, °С.

Средний температурный напор tн определяют по формулам 9.15 или 9.16.

Коэффициент k теплопередачи рассчитывается по формуле:

где 1 – коэффициент теплоотдачи от теплоносителя, протекающего во внутренней трубе, к внутренней поверхности трубы, Вт/(м2 К);

2 – коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности трубы к теплоносителю, протекающему в кольцевом канале, Вт/(м2 К);

T – коэффициент теплопроводности материала внутренней (центральной) трубы, Вт/(м К);

d1, D1 – внутренний и наружный диаметры центральной трубы, м.

Для нахождения коэффициентов теплоотдачи 1 и 2 по числу Нуссельта необходимо знать теплопроводность материала стенки ( , Вт/(м К)) и значе-

ние эквивалентного диаметра (dэ, м). Число Нуссельта определяют по формулам 9.9 или 9.10 в зависимости от режима движения.

Определив значение коэффициента теплопередачи k и средний температурный напор t, по формуле 9.28 находим площадь нагрева F теплообменного аппарата, м2. В зависимости от величины площади нагрева выбираем марку теплообменного аппарата и число секций.

9.3.3. Пример расчета теплообменного аппарата типа «труба в трубе»

Определить поверхность нагрева и число секций теплообменника типа «труба в трубе» (рис. 9.6). Греющая (горячая) вода движется по внутренней (центральной) стальной трубе ( с 45 вт/(м·К). Отношение наружного и внут-

реннего диаметра трубы равно D1/d1 = 35/32 мм. Температура на входе tж1 95 С , расход греющей воды G1 2130кг/ч [17].

143

мой воды G2 3200 кг/ч. Длина одной секции теплообменника l = 1,75 м. По-

терями теплоты через внешнюю поверхность теплообменника пренебречь. Решение. Теплоемкость воды ср2 4,19 кДж/(кг·К).

Количество передаваемой теплоты [16, 17]

Находим средние арифметические значения температур теплоносителей и значения физических свойств воды при этих температурах:

Режим течения греющей воды турбулентный, и расчет числа Нуссельта и коэффициента теплоотдачи выполняем по формуле 9.9.

Число Нуссельта

144

Nuж1 0,021Re0ж,81 Prж0,143 Prж1Prc 0,25.

Так как температура стенки неизвестна, то в первом приближении задаемся значением

145

точностью можно вести расчет по средней арифметической разности температур:

ta tж1 tж2 72,5 30 42,5 C.

Плотность теплового потока

q k ta 2150 42,5 9,15 104 Вт/м2.

Поверхность нагрева

F Q 111,5 1,22 м2. q 91,5

Число секций

Температуры стенок труб

При этих температурах Prc1 3,59 и Prc2 3,83 и поправки на изменения физических свойств жидкости по сечению потока имеют следующие значения:

Совпадение достаточно точное и можно принять, что F = l,22 м2 и n = 7. Методика расчета теплообменного аппарата при нагреве нефтепродукта,

а не воды изменится (для кольцевого сечения). Вязкость нефтепродукта, например масла МС-20, при 20 оС больше вязкости воды в 1125 раз. По этой причине изменится режим движения жидкости (число Рейнольдса). Теплоемкость масла МС-20 при 20 °С составляет 2,043 кДж/(кг∙К), а воды – 4,18 кДж/(кг∙К). Число Прандтля для воды при 30 °С составляет 5,42, а для масла МС-20 дости-

гает 7310.

146

Контрольные вопросы

1.С какой целью подогревают темные нефтепродукты (масла, мазуты)?

2.Почему максимальная температура подогреваемого нефтепродукта должна быть на 15 – 25 оС ниже температуры вспышки?

3.Какие виды теплоносителей используют при подогреве нефтепродуктов?

4.Какие Вы знаете способы подогрева нефтепродуктов?

5.Типы и конструкции подогревателей для транспортных и стационарных емкостей.

6.Основные формулы, используемые при расчете теплообменников.

7.Напишите и поясните уравнения теплового баланса и теплопередачи.

8.Дайте определения безразмерным критериям Нуссельта, Рейнольдса и Прандтля.

9.Как определяют коэффициенты теплоотдачи со стороны горячего теплоносителя

кстенке (α1) и от стенки к холодному теплоносителю (α2)?

10.Что такое коэффициент теплопроводности материала стенки, например стальной трубы, его значение и единицы величины?

11.Как определяется коэффициент теплопередачи, зависящий от толщины стенки, ее теплопроводности, коэффициентов теплоотдачи к стенке от горячего и холодного теплоносителя?

12.Какова последовательность расчета подогрева нефтепродуктов в емкостях (железнодорожных цистернах)?

13.Методика расчета теплообменника типа «труба в трубе», в котором движется горячий теплоноситель и холодный (нефтепродукт).

14.Последовательность расчета электронагревательных элементов.

147

10.НЕФТЕБАЗЫ

10.1.Классификация нефтебаз и их размещение

Нефтебазами называют предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям [62].

По назначению нефтебазы бывают самостоятельными предприятиями, производящими прием, хранение и отпуск нефтепродуктов потребителям, и входящими в состав промышленных, транспортных и других предприятий, предназначенных для снабжения этих хозяйств.

Технологические процессы, осуществляемые на нефтебазах, подразделяются на основные и вспомогательные.

К основным технологическим процессам относят:

–прием нефтепродуктов на нефтебазу;

–хранение нефтепродуктов в резервуарах и складах;

–налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны, нефтеналивные суда или перекачка по трубопроводам;

–отпуск нефтепродуктов потребителям в автоцистерны, бочки.

К вспомогательным процессам относят:

– очистку и обезвоживание (осветление) нефтепродуктов;

–регенерацию отработавших масел. Нефтебазы подразделяются:

–по транспортным связям поступления и отгрузки нефтепродуктов – на железнодорожные, водные (морские, речные), трубопроводные, автомобильные

исмешанные;

–номенклатуре хранимых нефтепродуктов – на нефтебазы для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов и нефтебазы общего назначения;

–годовому грузообороту – на пять классов (табл. 10.1).

Нефтебазы представляют большую опасность в пожарном отношении. Наиболее пожароопасными объектами являются резервуары. Поэтому за крите-

148

рий пожароопасности нефтебаз принят суммарный объем резервуарного парка. Его величина в м3, а также максимальный объем одного резервуара Vmax положены в основу деления нефтебаз на категории по пожароопасности [59]:

I – общий объем резервуарного парка свыше 100 000 м3; II – то же от 20 000 до 100 000 м3;

III А – то же от 10 000 до 20 000 м3 и Vmax = 5000 м3; III Б – то же от 2000 до 10 000 м3 и Vmax = 2000 м3; III В – то же до 2000 м3 включительно и Vmax = 700 м3.

В зависимости от категории пожароопасности нефтебаз строительными нормами и правилами (СНиП) предусмотрено расстояние до соседних объектов (жилых и общественных зданий):

I – не менее 200 м; II и III – не менее 100 м.

При выборе земельного участка для сооружения нефтебазы и при размещении объектов на ее территории руководствуются следующими условиями

(табл. 10.2).

Таблица 10.2

Размещение зданий и сооружений по зонам на территории нефтебаз

149

10.2. Выбор района для строительства нефтебазы

При выборе района для строительства нефтебазы необходимо учитывать

[26].

1.Расстояние от крупных потребителей нефтепродуктов до нефтебазы должно быть наименьшим.

2.Рельеф площадки должен обеспечивать наиболее рациональное расположение всех сооружений нефтебазы. При размещении резервуарного парка необходимо иметь колонки для заправки автоцистерн и эстакады для налива железнодорожных цистерн.

3.Не должно быть оползней; допускаемая нагрузка на грунт должна обеспечивать прочность возводимых сооружений. По химическому составу грунт не должен вызывать интенсивной коррозии при нормальной изоляции. Высота уровня грунтовых вод не должна превышать допускаемых пределов.

4.Расстояния от нефтебазы до границ соседних предприятий, поселков должны быть не меньше 100 – 200 м. Вне территории нефтебазы допускается насаждение садов, огородов, лиственных деревьев и размещение открытых складов несгораемых материалов, при этом возле ограждения нефтебазы необходимо оставлять свободные полосы шириной 10 м.

5.При расположении нефтебаз поблизости от реки их необходимо размещать по течению реки ниже гидроэлектростанций, гидротехнических сооружений, судостроительно-ремонтных заводов; мостов, пристаней и речных вокзалов на расстоянии не менее 300 м.

6.При сооружении причалов на водных нефтебазах необходимо обеспечить достаточную для подхода судов глубину примыкающей акватории реки и возможно меньшую длину трубопроводов от причала к емкостям нефтебазы.

7.Подъездные железнодорожные пути нефтебазы должны иметь наименьшую длину и выдерживать радиусы закруглений не менее 250 м.

8.Относительно городов и жилых поселков нефтебазы должны располагаться так, чтобы пары нефтепродуктов при господствующих ветрах не относились на жилые дома, котельные.

9.Вблизи территории нефтебаз должны быть хорошие грунтовые или шоссейные дороги, соединяемые с внутрибазовыми дорогами проездами шириной не менее 6 м.

10.Необходимо обеспечить снабжение нефтебазы электроэнергией и водой для производственных и бытовых нужд.

11.При отводе участка следует предусматривать возможность дальнейшего расширения нефтебазы.

150