Способ разогрева паром и последующего слива загустевшего в цистерне вязкого материала и устройство для его разогрева

1 Область применения изобретения Изобретение относится к погрузочноразгрузочным работам, в частности к разогреву и сливу загустевшего вязкого материала, преимущественно нефти и вязких нефтепродуктов,из цистерн в холодный период года, когда нефть и вязкие нефтепродукты под влиянием низких температур окружающего воздуха загустевают и/или затвердевают, и может быть использовано на эстакадах нефтеперевалочных комплексов для разогрева загустевшего вязкого материала в цистернах и его слива в химической, нефтеперерабатывающей и других отраслях промышленности. Предшествующий уровень техники Известен способ циркуляционного разогрева загустевших веществ в железнодорожных цистернах [SU1551624, B 65D 88/74,23.03.1990], в котором разогрев осуществляют с помощью горячих струй того же вещества, нагреваемого до заданной температуры в теплообменнике струйного устройства, и это вещество подается под напором в гидродинамические насадки для формирования струй разогрева. Достоинством известного способа является то, что обводнение нефти и вязких нефтепродуктов вообще не может состояться в силу природы используемого теплоносителя. Поэтому отпадает необходимость в поиске путей по уменьшению обводнения. Существенным недостатком способа является то, что его осуществление возможно только при наличии специальной установки. И вдобавок он требует существенных энергозатрат для функционирования таких элементов устройства, как теплообменник, вакуумные и напорные насосы. По этой причине при разогреве вязких и застывших нефти и вязких нефтепродуктов широкое распространение получили способы с использованием в качестве теплоносителя водяного пара (насыщенного и перегретого) благодаря доступности и дешевизне последнего, а также через относительную простоту реализации этих способов. Тем не менее, основной недостаток этих способов связан с обводнением разогреваемых нефти и вязких нефтепродуктов. Поэтому в способах разогрева, связанных с использованием пара, поиск направлений сокращения обводнения становится приоритетным. Известен также способ разогрева и слива материала, способного загустевать, из железнодорожной цистерны [SU1549859, B 65D 88/74, 15.03.90]. Этот способ предусматривает беспрерывное воздействие на загустевший материал струями горячего разжижающего материала, которые выходят из сопловых насадок погружного устройства (фурм), и беспрерывный разогрев загустевшего материала в два этапа (в две стадии). На первой стадии осуществляют беспрерывный разогрев части материала от люка к сливному прибору железнодорожной цистерны 2 струями, направленными вниз. На второй стадии осуществляют беспрерывный разогрев всего материала в цистерне боковыми струями путем обмывания его по винтовой линии поочередно сверху вниз и снизу вверх. При этом на первой стадии разжиженный продукт выводят через люк железнодорожной цистерны, а на второй - через ее сливной прибор. Однако данный способ, при котором осуществляют хотя и двухэтапный, но непрерывный разогрев материала, не обеспечивает экономичного расхода теплового агента, который используется для разогрева загустевшей нефти и вязких нефтепродуктов. Известен также способ разогрева и слива вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн с использованием погружных устройств для подогрева [SU227361, B 65D 88/74, 1968]. Этот способ - прототип, заключается в том, что разогрев производят постадийно: предварительно нагревают нефтепродукт до образования верхнего разжиженного слоя и затем сливают нефтепродукт на этом этапе, не прекращая нагрева, до уровня верхней образующей погружных устройств для подогрева, а на последующей стадии производят нагрев оставшегося нефтепродукта до более высокой температуры, обеспечивающей его слив без остатка. Этот способ обеспечивает некоторую интенсификацию процесса слива, однако, не обеспечивает достаточно экономный расход теплового агента. Известно также устройство для разогревания вязких нефтепродуктов в цистерне паром[SU1373637, B 65D 88/74, 1988]. Это устройство - прототип, содержит вертикальную штангу, соединенную с ней парораспределительную коробку с элементами, откидные трубы с соплами на концах, а также средство для перекрытия пара. Причем в элементе парораспределительной коробки на стороне, обращенной к соответствующему торцу цистерны, выполнено отверстие с закрываемым элементом, а откидные трубы связаны с последним с возможностью закрытия указанного отверстия при раскладывании. Кроме того, в нижней части закрываемого элемента парораспределительной коробки, который соединен с помощью штанги с паропроводом, также выполнено отверстие. При этом каждая откидная труба в месте присоединения к парораспределительной коробке имеет изогнутый участок, который равняется 1/3 длины откидной трубы, в конце которой расположено сопло. Откидные трубы установлены с возможностью поворота на угол, превышающий 90. Недостатком устройства является сложность конструкции и недостаточно равномерная степень распределения тепла по объему нефтепродуктов, залитых в цистерну. Кроме этого,замена и правильная установка сопел в устройстве-прототипе требует проведения сложных 3 монтажных операций, что, в свою очередь, отрицательно сказывается на эффективности использования устройства вообще. И вдобавок конструкция штанги с установленным на ней штуцером для присоединения паропровода не разрешает механизировать процесс ввода, манипулирования (в т.ч. поворота) и вытягивания пароструйного нагревателя из-за громоздкости устройства в рабочем состоянии. Это приводит к возможности использования устройства исключительно для проведения работ вручную, то есть к низкой эффективности процесса разогревания застывшей жидкости в цистерне. Еще одним недостатком вышеупомянутого устройства является недостаточно интенсивный процесс разогрева с его помощью нефти и вязких нефтепродуктов при низких температурах, а также недостаточная экономичность процесса разогрева и слива нефти и вязких нефтепродуктов. Это обусловлено тем, что при попадании горячих струй нефти и вязких нефтепродуктов в открытое пространство вагона-цистерны происходит существенный вынос легколетучих фракций через развитые поверхности раздела фаз,содействующий образованию взрывоопасных концентраций парогазовой смеси. Также существенным недостатком устройства прототипа является обводнение нефти и вязких нефтепродуктов в вагоне-цистерне при использовании в качестве теплоносителя пара, а также значительное количество остатков неслитой нефти и вязких нефтепродуктов в цистерне. В основу изобретения поставлена задача создания оптимального режима и интенсификации процесса разогрева застывших нефти и вязких нефтепродуктов при низких температурах по всему объему вагона-цистерны, как в придонной части, так и на торцевых участках цистерны с учетом ее геометрии и погодных условий проведения процесса за счет создания эффективных локальных направлений движения пара, его распределения (давления и концентрации) по объему цистерны, дополнения известной конструкции новыми элементами, разработкой оптимальных соотношений конструктивных параметров струйных аппаратов, определения их геометрических размеров и ориентации, а также сокращения времени и количества операций по сливу разогретых нефти и вязких нефтепродуктов, существенного уменьшения количества неслитых остатков при сведении к минимуму степени обводнения нефти и вязких нефтепродуктов с использованием в качестве теплоносителя насыщенного пара. Сущность изобретения Сущность изобретения состоит в следующем. В способе разогрева паром застывающего вязкого продукта, преимущественно нефти и нефтепродуктов, и последующего его слива из цистерны, при котором указанный пар подают через сопла погружного нагревателя, постадийно разогревают нефть и вязкие нефтепродукты и 4 сливают их через сливной клапан цистерны,перед разогревом измеряют фактическую температуру загустевшего материала, а его разогрев осуществляют в две стадии, разделенные между собой технологической паузой, при которой подача пара отсутствует, и на первой стадии разогрева обеспечивают прирост температуры загустевшего материала, а продолжительность указанной технологической паузы определяют в зависимости от результатов измерения разности переменной глубины зеркала ванны неслитых остатков материала и высоты расположения сопел указанного погружного нагревателя относительно дна цистерны, прекращая указанную технологическую паузу в подаче пара при отрицательном значении этой разности. При этом на первой стадии разогрева обеспечивают прирост температуры нефти, определяемый формулой=(Тзаст-Тфакт)-TК где- прирост температуры нефти на первой стадии разогрева, С; Тзаст - температура застывания нефти, указанная в сопроводительных документах, С; Тфакт - фактическая температура нефти в цистерне, поступившей на разогрев, С; ТК - поправочный температурный коэффициент, определяемый опытным путем. Длительность первой стадии разогрева определяют по формуле 1=(MCp)/(сpqn) где 1 - длительность первой стадии разогрева, ч,М - масса разогреваемой нефти в цистерне, кг,Ср - удельная теплоемкость нефти, ккал/(кгС),ср - теплоемкость насыщенного пара при рабочем давлении, ккал/кг,qn - удельнй расход насыщенного пара, подаваемого на сопла погружного нагревателя, кг/ч. Значение поправочного температурного коэффициента, определяемого опытным путем,удовлетворяет условию ТK5 С. Начало слива нефти на первой стадии разогрева совпадает с началом разогрева на этой стадии. Начало слива нефти на первой стадии разогрева смещено по времени относительно начала разогрева на этой стадии на величину,меньшую половины длительности первой стадии разогрева (1). Устройство для разогрева вязкого материала в цистерне, преимущественно нефти и вязких нефтепродуктов, содержит первый автономный тракт для подачи теплоносителя, соединенный полостью с направленными параллельно зеркалу материала в цистерне струйными аппаратами и выполненный в виде полой вертикальной штанги, второй автономный тракт подачи теплоносителя, расположенный параллельно первому автономному тракту подачи теплоносителя и рядом с ним и соединенный полостью с направленными ко дну цистерны 5 торцевыми соплами, а также средство перекрытия подачи теплоносителя. Указанная полая вертикальная штанга на ее конце снабжена распределительной коробкой для теплоносителя. На торце второго автономного тракта подачи теплоносителя в распределительной коробке для теплоносителя размещенo четное количество направленных ко дну вагона-цистерны торцевых сопел струйных аппаратов, размещенных в вертикальной плоскости и имеющих общую основу. Оси торцевых сопел образуют между собой тупой угол. Оси струйных аппаратов, находящиеся на противоположных сторонах распределительной коробки для теплоносителя, образуют между собой острый угол. В качестве средства перекрытия подачи пара использованы шаровые краны, установленные на каждом из автономных трактов подачи теплоносителя. Величина угла между осями торцевых сопел второго автономного тракта подачи теплоносителя находится в пределах 135-170. Величина угла между осями струйных аппаратов, находящихся с противоположных сторон распределительной коробки для теплоносителя, составляет 25-50. Шаровые краны размещены в верхней части каждого из автономных трактов подачи теплоносителя. Кроме того, сменные струйные аппараты размещены в парораспределительной коробке. Краткое описание фигур Изобретение иллюстрируется диаграммами и чертежами. На фиг. 1 представлена температурная диаграмма процесса разогрева массы нефти и вязких нефтепродуктов; на фиг. 2 представлена диаграмма режима разогрева и слива согласно примеру реализации способа; на фиг. 3 представлен общий вид устройства для разогрева нефти или вязких нефтепродуктов в цистерне; на фиг. 4 представлено оборудование этого устройства, ориентированное относительно образующей осей струйных аппаратов (вид сверху) в указанной цистерне. Подробное описание изобретения Способ осуществляют следующим образом. На первый взгляд, направление разогрева нефти и вязких нефтепродуктов, связанное с использованием пара, носит тупиковый характер, поскольку величина степени разогрева и величина степени обводнения имеют прямую пропорциональную зависимость. При этом возникающее требование снижения расхода теплоносителя (пара) противоречит требованию эффективности разогрева. 6 И, вдобавок, при разогреве нефти и вязких нефтепродуктов ситуация с обводнением усложняется вследствие твердых отложений, которые образуются на стенках и днище цистерны в условиях действия низких температур. Это требует дополнительного подвода тепла, который вызывает соответственное увеличение степени обводнения. Таким образом, при использовании способов разогрева и слива нефти и вязких нефтепродуктов с применением пара возникают большие трудности в решении проблемы минимизации как обводнения, так и количества неслитых остатков нефти и вязких нефтепродуктов. Предлагаемый способ разогрева и слива нефти и вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн лишен указанных недостатков,так как он позволяет снизить степень обводнения и количество неслитых остатков нефти и вязких нефтепродуктов, уменьшить удельный расход теплоносителя (пара), а также сократить время слива. Данный способ основан на применении пара в качестве теплоносителя соответственно технологии, учитывающей естественные свойства сырой нефти и вязких нефтепродуктов, а также на характере ее фазового расслоения в цистерне в условиях влияния низких температур. Вязкие нефтепродукты, как и нефть, являются веществами с особыми физическими свойствами составляющих, представленных углеводородами различных рядов. Из них парафиновый ряд (Сn2n+2) образует основную массу нефти порядка 50-60%, и при нормальных условиях содержит как газы, начиная от метана СН 14 к бутану С 4 Н 10, так и жидкости, начиная от пентана C5H12 до пентадекана С 15 Н 32. Большинство высокомолекулярных соединений, начиная от C16H34 (с температурой плавления +18 С) являются твердыми веществами. Углеводороды нафтенового ряда (Cn2n) являются весомой составной частью нефти. В нефти присутствуют также ароматические углеводороды (Сn2n+6). Состав и физические свойства нефти определяются соотношением в них легких углеводородов отдельных рядов, а также содержимым высокомолекулярных (тяжелых) углеводородов. Содержание тяжелых углеводородов в нефти колеблется в широких пределах, достигая 30%. Газообразные и твердые углеводороды растворены в жидких, причем газообразные углеводороды могут выделяться из последних при повышении температуры или при снижении давления с образованием взрывоопасных концентраций. Вязкость нефти также изменяется в довольно широких пределах. При температуре+50 С кинематическая вязкость нефти в зависимости от месторождения изменяется от 1,2 до 55 мм 2/с. Температура застывания нефти, при 7 которой она теряет свою подвижность (текучесть), изменяется в границах от -60 до +26 С. Наибольшее влияние на вязкость, которая определяет текучесть нефти и вязких нефтепродуктов, оказывает содержание высокомолекулярных (тяжелых) углеводородов. Из этих соображений при разогреве нефти и вязких нефтепродуктов в зависимости от содержания тяжелых углеводородов необходимо подводить различное количество тепла, с тем чтобы получить необходимый прирост температуры. Таким образом, рациональная технология разогрева нефти и вязких нефтепродуктов должна учитывать как естественные свойства нефти и вязких нефтепродуктов, так и их фазовое расслоение в условиях действия низких температур. Характер фазового расслоения нефти и вязких нефтепродуктов определяется двумя процессами. При снижении температуры тяжелые углеводороды выделяются в твердую фазу. Под действием cил гравитации происходит осаждение выделившихся твердых фракций. Осаждение прекращается с ростом вязкостного трения при дальнейшем снижении температуры. Общее действие этих процессов приводит,с одной стороны, к образованию твердых отложений на стенках и, прежде всего, на днище железнодорожного вагона-цистерны, а с другой,к удалению из объема нефти и вязких нефтепродуктов значительной части высокомолекулярных фракций, что заметно снижает температуру застывания основной массы нефти и вязких нефтепродуктов. Отмеченные особенности учитывались при разработке эффективного способа разогрева и слива нефти и вязких нефтепродуктов из цистерн в осенне-зимний период. Поскольку нефть и вязкие нефтепродукты приобретают новые реологические свойства, в частности пониженную температуру застывания, для придания им текучести следует на первом этапе (стадии) разогрева подводить существенным образом меньшее количество тепла (насыщенного пара). На второй (заключительной) стадии разогрева выдвигается задача полноты слива и очистки стенок вагона-цистерны от плотных отложений нефти и вязких нефтепродуктов. Основной механизм их удаления - растворение и смыв остатков, реализуемых за счет повышения температуры и интенсивного перемешивания сливаемых остатков нефти и вязких нефтепродуктов. Потребность в дополнительном количестве тепла, которая возникает на заключительной стадии, также незначительна через незначительный и быстро уменьшаемый объем сливаемых нефти и вязких нефтепродуктов. При этом достигается важнейший технологический эффект, который выражается в существенном сокращении обводнения нефти и вязких нефтепродуктов, разогреваемых с помощью пара. 8 Вышесказанное доказывает эффективность осуществления способа по двухэтапной схеме. На протяжении первой стадии проводится разогрев основной массы нефти и вязких нефтепродуктов, освобожденной от значительной части высокомолекулярных фракций, оседающих на стенках и днище цистерны. При этом решается задача в кратчайший срок прибавить нефти и вяжущим нефтепродуктам необходимую для инициации течения подвижность. Для ускорения этого процесса одновременно с подачей пара на струйные аппараты включают насос системы принудительного откачивания, что позволяет за счет интенсивного струйного перемешивания и откачивающего действия разрушить псевдокристаллический слой нефти и вязких нефтепродуктов и прибавить им подвижности. Как известно, температура застывания(Тзаст) является универсальной характеристикой,позволяющей судить о множестве физических свойств нефти, таких как вязкости, составе нефти и содержании в ней тяжелых фракций (так,чем выше температура застывания, тем более в нефти содержится парафинов), температурном уровне, при котором нефть и вязкие нефтепродукты приобретают текучесть, и т.п. При этом необходимый прирост температуры Т при разогреве нефти и вязких нефтепродуктов рассчитывают по формуле(1) Т=(Тзаст-Тфакт)+ТK где Тзаст - температура застывания нефти и вязких нефтепродуктов, указываемая в сопроводительных документах, С; Тфакт - фактическая температура нефти и вязких нефтепродуктов, поступивших на разогрев, определенная путем непосредственного измерения при помощи термометра (термопары), С; ТK - поправочный температурный коэффициент, определяемый экспериментальным путем, С. Экспериментальная оценка влияния фазового расслоения нефти в условиях действия низких температур на величину Т позволила установить следующие положения. На температурной диаграмме (фиг. 1) представлены процессы, протекающие при разогреве массы нефти и вязких нефтепродуктов. На этой диаграмме заштрихована область, которая располагается ниже значения Тзаст, отмечаемого в паспорте параметров сырой нефти/вязких нефтепродуктов. Если температура нефти/вязких нефтепродуктов снижается до определенного уровня,высокомолекулярные соединения углеводородов, выделяющиеся в твердую фазу в виде включений и конгломератов, под действием сил гравитации опускаются в жидкой среде нефти/вязких нефтепродуктов и осаждаются на дно цистерны. 9 В результате этого процесса часть высокомолекулярных соединений выводится из основной массы нефти или вязких нефтепродуктов, за счет чего температура их застывания (Тзаст) снижается до уровня, находящегося на диаграмме в заштрихованной области (фиг. 1). При этом величина необходимого прироста температуры для приобретения нефтью и вязкими нефтепродуктами текучести определяется по формуле (2)=(Тзаст-Тфакт)-ТK Таким образом, величина необходимого прироста температуры при разогреве нефти/ вязких нефтепродуктов фактически уменьшается на величину 2 ТK=10 С, что вытекает из вычисления разности этих величин по формуле (3) Т-=(Тзаст-Тфакт+ТK)-(Тзаст-Тфакт+ТK)-[(Тзаст-Тфакт)-ТK]=2 ТК=10 С(3) Это уменьшение является важным технологическим выигрышем, который позволяет за счет снижения количества подводимого пара снизить величину обводнения в среднем на 0,84% в сравнении с известной технологией разогрева, которая не учитывает фазовое расслоение нефти/вязких нефтепродуктов. Исследованиями установлено, что значения поправочного температурного коэффициента ТK в формулах (1-3), определяемого экспериментальным путем, должно удовлетворять условию ТK5 С. При большем значении текучесть разогреваемой нефти/вязких нефтепродуктов уменьшается в сравнении с оптимальными режимами, а при некотором уменьшении этого значения (например, в 2 раза) текучесть нефти/вязких нефтепродуктов повышается, тем не менее, одновременно повышается расход теплоносителя(пара), а также степень обводнения разогретых нефти/вязких нефтепродуктов. Экспериментальным путем также было установлено, что начало слива нефти и вязких нефтепродуктов на первой стадии разогрева может совпасть с началом разогрева на этой стадии или может быть смещено во времени относительно него на величину, которая не превышает половины продолжительности первой стадии разогрева 1. При превышении этого значения будет увеличиваться общее время на слив на протяжении первой и второй стадий, то есть уменьшатся производительность разогрева и слива нефти и вязких нефтепродуктов из цистерн. Способ разогрева и слива нефти и вязких нефтепродуктов из железнодорожных вагоновцистерн реализуют следующим образом. Измеряют фактическую температуру нефти Тфакт, поступившей на разогрев в цистерне. Далее осуществляют двухэтапный разогрев путем подачи пара через сопла погружного нагревателя и слив нефти и вязких нефтепродуктов из цистерн через сливной клапан цистерны (на 10 фиг. 1-2 не показан), предварительно проведя необходимые расчеты теплового баланса, представленные ниже. На первой стадии разогрева обеспечивается прирост температуры нефти и вязких нефтепродуктов, определяемый по формуле (2)=(Тзаст-Тфакт)-TK где- прирост температуры нефти и вязких нефтепродуктов на первой стадии разогрева, С; Тзаст - температура застывания нефти и вязких нефтепродуктов, указываемая в сопроводительных документах, С; Тфакт - фактическая температура нефти и вязких нефтепродуктов, поступившей на разогрев, измеряемая непосредственно, при помощи термометра (термопары), С; ТK - поправочный температурный коэффициент, определяемый экспериментальным путем, значения которого должны удовлетворять условию ТK5 С. Определяют необходимое количество теплоносителя (пара) Qn по формуле (4)(4) где М - масса разогреваемой нефти и вязких нефтепродуктов в цистерне, кг; Ср - удельная теплоемкость нефти, ккал/(кгС); ср - теплоемкость насыщенного пара, ккал/кг. Продолжительность первой стадии разогрева определяется далее по формуле(5) 1=Qn/qn=(MCp)/(cpqn) где 1 - продолжительность первой стадии разогрева, ч;qn - удельный расход насыщенного пара,подаваемого на сопла погружного нагревателя,кг/ч; Ср - удельная теплоемкость нефти и вязких нефтепродуктов, ккал/(кгС); ср - теплоемкость насыщенного пара при рабочем давлении, ккал/кг. Первая и вторая стадии разделены между собой технологической паузой при отсутствии подачи пара. Продолжительность технологической паузы определяют в зависимости от результатов измерения разности переменной глубины зеркала ванны неслитых остатков нефти и вязких нефтепродуктов и высоты расположения сопел погружного нагревателя относительно дна цистерны. При отрицательном результате разности значений глубины зеркала ванны неслитых остатков нефти и вязких нефтепродуктов и высоты расположения сопел погружного нагревателя относительно дна цистерны технологическую паузу в подаче пара прекращают, то есть снова подают пар, что соответствует началу второй стадии разогрева. Особенностью способа является то, что начало слива нефти и вязких нефтепродуктов через сливной клапан цистерны (на чертежах не показан) на первой стадии разогрева, как прави 11 ло, совпадает с началом разогрева на этой стадии или смещено во времени относительно него на величину, меньшую половины продолжительности первой стадии разогрева 1. Таким образом, одним из условий начала второй стадии разогрева является достижение уровня глубины зеркала ванны неслитых остатков нефти и вязких нефтепродуктов пометки 0,6-0,8 м, отсчитываемой от дна цистерны. Выбранные значения уровня нефти и вязких нефтепродуктов позволяют иметь резерв времени,достаточный для расплавления, растворения и смыва донных отложений, обеспечивающих полноту слива. Расход теплоносителя, приходящийся на единицу массы оставшейся нефти и вязких нефтепродуктов на второй стадии, в несколько раз больше, чем расход теплоносителя, приходящийся на единицу массы нефти и вязких нефтепродуктов на первой стадии. Тем самым создаются необходимые тепловые и температурные условия, которые позволяют полной мерой задействовать механизм растворения твердых отложений в сочетании с эффективно действующим механизмом гидродинамического перемешивания и смыва. За счет этого достигаются полнота слива нефти и эффективность очистки поверхности стенок и дна цистерны. Пример осуществления способа График режима разогрева и слива нефти и вязких нефтепродуктов по предлагаемому способу приведен на фиг. 2. Разогревали темную нефть в 60-тонном железнодорожном вагоне-цистерне (М=60000 кг) при следующих условиях: Тзаст=+8 С; Тфакт=-2 С; температура окружающего воздуха -10 С. На первой стадии разогрева обеспечивается прирост температуры нефти и вязких нефтепродуктов, определяемый по формуле (2)=(Тзаст-Тфакт)-ТK=8 С-(-2 С)-5 С=+5 С Далее определяли необходимое количество теплоносителя (пара) Qn по формуле (4)=5 - величина необходимого прироста температуры, С; ср=600 - теплоемкость насыщенного пара при рабочем давлении 0,4 МПа, ккал/кг. Далее определяли время первой стадии разогрева по формуле (5) 1=Qn/qn=250 кг/(650 кг/ч)=0,38 ч=23 мин где Qn=250 - количество пара, потребное на первую стадию разогрева, кг;qn=650 - удельный расход насыщенного пара, подаваемого на сопла погружного нагревателя, кг/ч. 12 Начало слива нефти и вязких нефтепродуктов на первой стадии разогрева совпало с началом разогрева на этой стадии (фиг. 2). Первая и вторая стадии процесса разогрева были разделены технологической паузой при отсутствии подачи пара, но при продолжающемся сливе нефти и вязких нефтепродуктов с помощью принудительной системы откачивания. Продолжительность технологической паузы определяют в зависимости от результатов измерения разности переменной глубины зеркала ванны неслитых остатков нефти и вязких нефтепродуктов и высоты расположения сопел погружного нагревателя относительно дна цистерны. Технологическую паузу в подаче пара прекратили при отрицательном результате разности значений глубины зеркала ванны неслитых остатков нефти и вязких нефтепродуктов (600 мм) и высоты расположения сопел погружного нагревателя относительно дна цистерны (605 мм). Продолжительность технологической паузы в данном примере составила 16 мин. Окончательный слив прекратили через 43 мин после начала разогрева (фиг. 2). Назначение и работа устройства состоит в следующем. Струйный аппарат является практически единственным устройством, позволяющим при определенных условиях использовать наиболее эффективно не только тепловую, но и кинетическую энергию пара для разогрева нефти и вязких нефтепродуктов. Это обусловлено тем, что путем выбора геометрии сопла и разработки оптимальной формы проточной части струйного аппарата возможно управлять температурой и скоростью струй, которые формируются на выходе из него. В совокупности указанные параметры должны наиболее полно удовлетворять технологическим требованиям процесса разогрева. Для придания текучести маловязкой нефти и вязким нефтепродуктам с низкой температурой застывания необходим лишь незначительный прирост температуры (до 10 С), что существенным образом уменьшает необходимое количество теплоносителя, который подается, а отсюда, и время его подачи. Кроме того, из-за повышенного содержания в такой нефти и вязких нефтепродуктах летучих соединений нежелателен даже локальный перегрев нефти и вязких нефтепродуктов, так как это может привести к интенсивному испарению. Для придания текучести высоковязкой нефти и вязким нефтепродуктам с высокой температурой застывания необходим прирост температуры 20-30 С и более, что существенным образом увеличивает необходимое количество тепла и время его подведения. В этих условиях струйный аппарат должен работать в режиме высокотемпературного нагрева и высоких скоростей истечения сформированных струй, обеспечивающем их высокую проникающую способность в объеме высоковязкой жидкости. 13 Важнейшей функцией струйного аппарата является подсос (инжекция) жидкости к его камере смешивания. Механизм инжекции вязкой жидкости связан с преодолением сил, которые сопротивляются сдвигу ее слоев. На это расходуется значительная часть кинетической энергии струй пара. Чем больше вязкость жидкости,тем более возрастают эти силы. Силы сопротивления преодолеваются применением соответствующего режима работы сопел и их геометрией,которая позволяет изменять величину разрежения в конфузоре. При этом для высоковязких жидкостей нужно создать существенно большее разрежение, чем для маловязких. Экспериментальным путем была доказана технологическая и конструктивная целесообразность выполнения трубопроводов, подводящих пар к струйным аппаратам и к торцевым соплам в виде автономных трактов из-за различного функционального назначения указанных насадок в процессе разогрева нефти и вязких нефтепродуктов. При этом каждый автономный тракт подвода пара оснащен шаровым краном, имеющим нулевое гидравлическое сопротивление. Это дает заметный экономический и временной эффект, в особенности при одновременной обработке партии из 10-20 цистерн. Кроме того, оснащение шаровыми кранами обеспечивает неопровержимые эксплуатационные преимущества в сравнении с вентильными кранами, которые серийно используют в известных устройствах. Ведь перекрытия (включения-отключения) пара в данном устройстве становится возможными при повороте шпинделя всего на 90. В свою очередь, размещение шаровых кранов в верхней части каждого из автономных трактов подачи теплоносителя способствует удобству и облегчает доступ к кранам при подаче/перекрытии пара в процессе эксплуатации устройства. Как было экспериментально установлено,оси торцевых сопел второго автономного тракта подачи теплоносителя образуют между собою переменный тупой угол, эффективная величина которого находится в границах 135-170 С. Такое расположение торцевых сопел позволяет эффективно локализовать действие теплового агента (насыщенного пара) в заданных области и направлении в зависимости от геометрических параметров цистерны (в частности, ее диаметра,диаметра сливного отверстия, типа и свойств вязкого нефтепродукта, особенностей проведения процесса разогрева и слива и т.п.). В свою очередь, выполнение струйных аппаратов, размещенных в парораспределительной коробке в горизонтальной плоскости, сменными позволяет быстро переналаживать устройство путем подбора струйных аппаратов с нужными геометрическими размерами в зависимости от типа и свойств вязкого нефтепро 005258 14 дукта, подлежащего разогреву и сливу. При этом замена и правильная установка сопел в устройстве не требует сложных монтажных операций, что, в свою очередь, положительно сказывается на эффективности использования устройства в целом. Экспериментально было установлено, что величина угла раскрыва , образованного осями струйных аппаратов в каждой паре, выбор которого также зависит от геометрических размеров вагона-цистерны (ее длины и диаметра), должна составлять 25-50. В указанных границах величин углов раскрыва обеспечиваются условия для интенсивного перемешивания и равномерного разогрева нефти и вязких нефтепродуктов во всем объеме вагона-цистерны. При этом скоростные струи пара, нагретой нефти и нефтепродуктов сталкиваются с цилиндрической поверхностью, усиливая эффект смыва отложений в нижней части цистерны. Указанная картина наблюдается визуально в виде четко выраженных каналов в толще придонных отложений вдоль направлений движения струй, которая свидетельствует о динамике их расширения. Выход за верхнюю границу величины угла раскрыва , равную 50, не позволяет с достаточной эффективностью подводить тепло к наиболее отдаленным частям объема нефтепродуктов, которые примыкают к торцам вагонацистерны. Выход за нижнюю границу величины угла раскрыва , равную 25, приводит к интерференционному взаимодействию струй нагретой нефти и вязких нефтепродуктов, которые расширяются при нагреве. Это вызывает их слияние в поток, эквивалентный в механическом отношении одной струе. Тем самым падает интенсивность перемешивания и снижается эффект смыва. Расположение второго автономного тракта подачи теплоносителя параллельно первому автономному тракту и рядом с ним способствует компактности устройства в целом, в особенности необходимой с точки зрения небольших размеров входного люка цистерны, то есть при вводе устройства в цистерну и при его дальнейшей работе, обеспечивая простоту обслуживания устройства при его эксплуатации и проведении ремонта. В состав устройства для разогрева нефти и вязких нефтепродуктов в цистерне (фиг. 3) входят распределительная коробка для теплоносителя 1, сменные струйные аппараты 2, торцевые сопла 3, подъемно-опускная штанга, которая состоит из трубопроводов (автономных трактов для подачи теплоносителя) 4 и 5, по которым подводят пар к струйным аппаратам 2 и к торцевых соплам 3, шаровые краны 6 и 7, отвод с штуцером 8 для присоединения к магистральному паропроводу (на чертежах не показан), 15 ушко 9 для подвеса устройства к подъемноповоротной стойке (на фиг. 3 не показана). На фиг. 4 представлена схема расположения устройства в железнодорожной цистерне с ориентацией ее относительно образующей осей струйных аппаратов, приняты следующие обозначения: Dц - диаметр цистерны, Lц - длина цистерны,- угол между осями струйных аппаратов. Устройство работает следующим образом. На железнодорожном вагоне-цистерне с помощью ушка 9 осуществляют подвес устройства к подъемно-поворотной стойке (на фиг. 1-5 не показана). После открытия люка железнодорожной цистерны в нее погружают устройство для разогрева нефти и вязких нефтепродуктов. Далее открывают шаровой кран 6 для подведения пара по трубопроводу (второму автономному тракту) 5 к распределительной коробке 1 и торцевым соплам 3. В процессе разогрева вертикального столба нефти и вязких нефтепродуктов с помощью сопел 3 устройство опускается в направлении дна цистерны, после чего открывают шаровой кран 7 и по трубопроводу(первому автономному тракту) 4 подают пар через распределительную коробку 1 к струйным аппаратам 2. Таким образом одновременно работают струйные аппараты 2 и торцевые сопла 3. В начале процесса разогрева с использованием струй от торцевых сопел 3, направленных книзу, вымывается вертикальный канал в центре вагона-цистерны от зоны расположения сопел 3 к ее днищу. Далее размывается содержимое вагона-цистерны горизонтальными струями из струйных аппаратов 2. После прогрева зоны сливного клапана вагона-цистерны (на фиг. 1-5 не показан), осуществляемого на протяжении 3-5 мин, подачу пара на торцевые сопла 3 прекращают с помощью шарового крана 6. Дальнейший разогрев нефти и вязких нефтепродуктов проводят с помощью горизонтальных струйных аппаратов 2. Через 20 мин подачу пара на струйные аппараты 2 прекращают и включают насос принудительного откачивания нефти и вязких нефтепродуктов из цистерны. В процессе слива при снижении уровня нефти и вязких нефтепродуктов до отметки 0,60,8 м от дна цистерны, перед завершением слива вновь подают пар на струйные аппараты 2 и по мере слива остатка высоту парораспределительной коробки уменьшают до нуля. Подачу пара останавливают шаровым краном 7 после "оголения" струйных аппаратов 2 и падения уровня нефти и вязких нефтепродуктов в цистерне вследствие их слива до уровня 30-50 мм. Наконец, устройство извлекают из цистерны, которая практически не содержит остатков нефти и вязких нефтепродуктов. Промышленное применение Достигнутые показатели исследования эффективности изобретений являются следующими: высота остатков неслитой нефти и вязких 16 нефтепродуктов в цистернах не превышает 3050 мм, степень обводнения нефти и вязких нефтепродуктов составляет 0,53%, суммарное время слива сокращается в 1,5-2 раза и составляет по двум стадиям 40-45 мин. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ разогрева паром загустевшего вязкого материала, преимущественно нефти и нефтепродуктов, и последующего его слива из цистерны с использованием погружного нагревателя с автономным тактом подачи теплоносителя, при котором разогрев производят в две стадии, причем на первой стадии предварительно нагревают материал до образования верхнего разжиженного слоя и начинают слив на этой стадии до некоторого критического уровня неслитых остатков материала, а на второй стадии окончательно нагревают оставшийся материал до температуры, обеспечивающей его слив без остатка, отличающийся тем, что используют два автономных тракта подачи теплоносителя к погружному нагревателю, на первой стадии разогрева вначале разогревают вертикальный столб загустевшего материала над сливным устройством цистерны, используя при этом второй автономный тракт подачи теплоносителя через сопла, направленные вниз и опуская погружной нагреватель в направлении дна цистерны, после прогрева сливного устройства цистерны второй автономный тракт подачи теплоносителя отключают и продолжают разогрев, используя первый автономный тракт подачи теплоносителя через горизонтально направленные и симметрично расположенные сопла, причем первая и вторая стадии разогрева разделены между собой технологической паузой, при которой теплоноситель к погружному нагревателю не подают и продолжают слив при достигнутой на первой стадии разогрева температуре, при этом по достижении критического уровня неслитых остатков материала технологическую паузу прекращают и начинают вторую стадию разогрева. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед разогревом измеряют фактическую температуру загустевшего материала, на первой стадии разогрева обеспечивают прирост температуры загустевшего материала, при этом продолжительность технологической паузы определяют в зависимости от результатов измерения разности переменной глубины зеркала ванны неслитых остатков материала и высоты расположения сопел погружного нагревателя относительно дна цистерны, прекращая технологическую паузу в подаче пара при отрицательном значении указанной разности. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что на первой стадии разогрева обеспечивают прирост температуры нефти, определяемый по формуле=(Тзаст-Тфакт)-ТK,где- прирост температуры нефти на первой стадии разогрева, С,Тзаст - температура застывания нефти, указанная в сопроводительных документах, С,Тфакт - фактическая температура нефти в цистерне, поступившей на разогрев, С,ТK - поправочный температурный коэффициент, определяемый опытным путем,а длительность первой стадии разогрева определяют по формуле 1=(MCp)/(сpqn),где 1 - длительность первой стадии разогрева, ч,М - масса разогреваемой нефти в цистерне, кг,Ср - удельная теплоемкость нефти, ккал/(кгС),cр - теплоемкость насыщенного пара при рабочем давлении, ккал/кг,qn - удельный расход насыщенного пара,подаваемого на сопла погружного нагревателя,кг/ч. 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что значение поправочного температурного коэффициента, определяемого опытным путем,удовлетворяет условию ТK5 С. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при сливе включают насос принудительного откачивания нефти и нефтепродуктов из цистерны. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что во время технологической паузы высоту погружного нагревателя устанавливают на уровне 600-800 мм относительно дна цистерны. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что высоту погружного нагревателя на второй стадии разогрева уменьшают до нулевого значения. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве теплоносителя используют перегретый пар. 9. Устройство для разогрева паром вязкого материала в цистерне, преимущественно нефти и нефтепродуктов, содержащее автономный тракт для подачи теплоносителя, выполненный в виде полой вертикальной штанги, снабженной 18 на ее конце парораспределительной коробкой, и соединенный полостью с направленными параллельно зеркалу материала в цистерне струйными аппаратами, а также средство перекрытия подачи теплоносителя, отличающееся тем, что оно содержит второй автономный тракт для подачи теплоносителя, расположенный параллельно первому автономному тракту и рядом с ним и соединенный полостью с направленными ко дну цистерны торцевыми соплами, а струйные аппараты первого автономного тракта выполнены сменными и содержат эжекторы. 10. Устройство по п.9, отличающееся тем,что на конце второго автономного тракта подачи теплоносителя в парораспределительной коробке размещены парное число направленных ко дну цистерны торцевых сопел, размещенных попарно в вертикальных плоскостях и имеющих общую основу. 11. Устройство по п.10, отличающееся тем,что оси торцевых сопел образуют между собой тупой угол. 12. Устройство по п.11, отличающееся тем,что величина угла между осями торцевых сопел второго автономного тракта подачи теплоносителя находится в пределах 135-170. 13. Устройство по п.9, отличающееся тем,что оси струйных аппаратов, находящиеся на противоположных сторонах парораспределительной коробки, образуют между собой острый угол. 14. Устройство по п.13, отличающееся тем,что величина угла между осями струйных аппаратов, расположенных в горизонтальной плоскости на противоположных сторонах парораспределительной коробки, составляет 25-50. 15. Устройство по п.9, отличающееся тем,что в качестве средства перекрытия подачи теплоносителя оно содержит шаровые краны, установленные в верхней части каждого из автономных трактов подачи теплоносителя.