石油炼制及化工储水罐的热损失

孙莉娜

（洛阳瑞泽石化工程有限公司，河南洛阳 471000）

在石油炼制及化工行业，加工及储存的介质多为火灾危险性大的液体、气体。随着工艺装置及存储设备（特别是液态烃球罐）的大型化，消防用水量进一步加大。此外，《石油化工企业设计防火标准》GB 50160—2008（2018年版）规定，大中型石化企业的消防用水量应在规定的基础上，额外增加不小于 1万m3的储存量。因此，石化企业消防储水量一般都比较大，甚至可达2～3万m3。为节约占地，石油炼制及化工行业的消防水储存设施一般均设置成消防水罐。因为消防水罐一般为露天设置，储存水长期处于非流动状态。因此，在冬季温度低于5℃的地区，行业内多采取为消防水罐提供伴热来保证消防储水的安全性。

但是，在现行的国家及行业设计规范、标准中，并没有关于水罐的冬季伴热计算的相关内容。本文参照油罐的伴热规定阐述消防水罐等的冬季伴热计算。

根据热量的来源，伴热保温通常分为蒸汽伴热、热水伴热、导热油伴热和电热带伴热等[1]，其中消防水罐的伴热多采用蒸汽伴热和热水伴热。根据伴热管道布置的位置，通常又分为罐内伴热、罐外伴热。

本文重点介绍蒸汽外伴热的计算，并介绍蒸汽内伴热、热水外伴热、热水内伴热与蒸汽外伴热的不同点。

1 蒸汽外伴热计算

储罐的总散热由三部分组成，分别为罐壁散热、罐顶散热和罐底散热。在理论上，只要保证冬季时供热量满足储罐的总散热量，维持罐内温度即可，一般不考虑储罐介质的温升过程。

1.1 储罐总散热量Q计算

1.1.1 罐壁散热量QtW计算

（1）储罐罐壁传热系数Ktw计算：

其中，Ktw为储罐罐壁传热系数，W/（m2·℃）。α0为保温隔热层表面至周围空气给热系数，W/（m2·℃）。α0=11.62+6.97×W，W为当地冬季平均风速，m/s。W值可以参考《给水排水设计手册 第01册 常用资料》7.3章节数据。

α1为设备外壁至保温隔热层内侧空隙间空气的给热系数，W/（m2·℃）。一般取11.62～13.95W/（m2·℃）[1]。

δ2为保温隔热层厚度，m。

λ2为保温隔热层的导热系数，W/（m·℃）。在材料导热系数未知时，λ2取值可以参照《石油化工设备和管道绝热工程设计规范》（SH/T 3010—2013）表6.1.4。

（2）储罐最高液位的罐壁面积计算：

其中，Atw为储罐罐壁面积，m2。

D为储罐直径，m。

H1为最高液位高度，m。

（3）罐壁传热温差计算：

其中，Δttw为罐壁传热温差，℃。

tw为储罐的外壁温度，近似等于储罐内介质最低维持温度tav，℃。一般取5℃或10℃。

tai为周围环境温度，℃，一般取当地最冷月平均气温。tai值可以参考《给水排水设计手册 第01册 常用资料》7.3章节数据。

（4）罐壁散热量Qtw=Ktw×Atw×Δttw。

其中，Qtw为罐壁散热量，W。

1.1.2 罐顶散热量Qtr计算

（1）储罐罐顶传热系数Ktr计算：

储罐罐顶传热系数Ktr计算可以取经验值。根据《油品储运设计手册》（石油工业出版社）表5-5-6，当介质表面温度小于40℃，Ktr为1.2W/（m2·℃）[2]。故在工程计算中，可以粗略取值为1.2W/（m2·℃）。

（2）储罐最高液位以上的罐壁面积与拱顶面积之和Atr计算：

其中，Atr为储罐罐顶面积，m2。

H为罐壁高度，m。

R为拱顶曲率半径，m。

f为拱顶高度，m。

（3）罐顶传热温差Δttr计算：

其中，Δttr为罐顶传热温差，℃。

（4）罐顶散热量Qtr=Ktr×Atr×Δttr。

其中，Qtr为罐顶散热量，W。

1.1.3 罐底散热量Qtb计算

（1）储罐罐底传热系数Ktb计算：

储罐罐底传热系数Ktb计算可以取经验值。根据《油品储运设计手册》（石油工业出版社）Ktb推荐数值，Ktb一般可采用0.23～0.47W/（m2·℃）。

（2）储罐罐底面积Atb计算：

其中，Atb为储罐罐底面积，m2。

（3）罐底传热温差Δttb计算：

其中，Δttb为罐底传热温差，℃。

tgr为项目所在地区最冷月份的地表温度，℃，当没有数据时，可以取(tai-3)。

（4）罐底散热量Qtb=Ktb×Atb×Δttb。

其中，Qtb为罐底散热量，W。

1.1.4 水罐总散热量Qs计算

其中，Qs为水罐计算总散热量，W。

1.1.5 伴热系统最小供热量Qg计算

工程设计中，一般考虑20%的余量，故实际需热量按照冬季总散热量的1.2倍计。同时应考虑伴热管热量传递给被伴热介质的效率，一般情况下，外伴热时传热效率可取40%～60%，内伴热时传热效率可取85%～95%。

其中，Qg为伴热系统最小供热量，W。

η为伴热系统的传热效率，%。

1.2 蒸汽质量流量Qm、体积流量Qv计算

考虑到厂内蒸汽产生单元到用户的管道的热量损失，工程设计时，一般会适当调低饱和蒸气压的压力值，比如蒸汽伴热系统采用的是公称压力为1.0MPa的蒸汽，实际计算时按照用户装置边界饱和蒸汽压力值为0.8MPa计。

蒸汽经过换热后，在管道末端设置疏水阀组，疏水阀后凝结水的压力应尽可能低，但同时应能满足返回凝结水站的压力要求，一般公称压力1.0MPa的蒸汽换热后凝结水压力可取0.4～0.5MPa。

根据《给水排水设计手册 第01册 常用资料》5.12章节可以查到不同饱和蒸气压下蒸汽和水的饱和温度、含热量和蒸汽密度。

（1）蒸汽质量流量Qm计算：

其中，Qm为伴热蒸汽的质量流量，kg/h。

Ha为伴热管进口蒸汽焓值，kJ/kg。

Hb为伴热管出口凝结水焓值，kJ/kg。

（2）蒸汽体积流量Qv计算：

其中，Qv为伴热蒸汽体积流量，m3/h。

ρ为伴热管进口蒸汽密度，kg/m3。

1.3 伴热管传热系数K、伴热管传热温差Δt计算

储罐伴热管材质一般为碳钢，导热系数可取45W/（m·℃）。

（1）伴热管传热系数K计算：

其中，K为伴热管传热系数，W/（m2·℃）。

α2为伴热管内蒸汽冷凝给热系数，一般取11622 W/（m2·℃）。

δ1为伴热管厚度，m。

λ1为伴热管的导热系数，W/（m·℃）。

α3为伴热管至保温隔热层内空气的给热系数，W/（m2·℃）。根据《油品储运设计手册》（石油工业出版社）表3.0.1-1数据，伴热介质温度在120～180℃，管径在DN25～DN50时，α3为18.36～21.85W/（m2·℃）。α3可以在该范围内取值。

α4为保温隔热层内空气至储罐的给热系数，W/（m2·℃）。根据《油品储运设计手册》（石油工业出版社）表3.0.1-2数据，伴热介质温度在138～164℃时，α4为13.37～14.53W/（m2·℃）。α4可以在该范围内取值。

R为伴热蒸汽的污垢热阻，m2·℃/kW。在没有设计参数时，可以参考《化工原理（第二版）》表4-5数据。

（2）伴热管传热温差Δt计算：

其中，Δt为伴热管传热温差，℃。

ta为伴热蒸汽平均温度，℃，取蒸汽进口温度和出口温度的平均值。

1.4 伴热面积S、伴管长度L、伴热管内蒸汽流速v 计算

（1）伴热面积S计算：

（2）伴热热水的质量流量Qm计算公式为：

其中，S为伴热面积，m2。

其他各参数意义均参照上述。

（2）伴热管长度L计算：

其中，L为伴热管长度，m。

d1为伴热管外径，m。

（3）伴热管内蒸汽流速v计算：

其中，Qm为伴热热水的质量流量，kg/h。

t为伴热管内热水的平均温度，即为热水进水温度和出水温度之和的一半，℃。

c为伴热管内热水的平均温度的比热容，J/（kg· ℃）。

（3）伴热热水的体积流量Qv计算时，ρ为伴热热水密度。

（4）热水外伴热，伴热管传热系数K时，计算公式为：

其中，v为伴热管内蒸汽流速，m/s。

d2为伴热管内径，m。

根据以上计算，计算结果为设定参数下的计算最小值，在实际设计中，一般会考虑适当增大伴热供 给量。

2 不同伴热型式与蒸汽外伴热的比较

2.1 蒸汽内伴热与蒸汽外伴热相比的不同处

（1）一般情况下，内伴热时传热效率可取85～ 95%。

（2）伴热管传热系数K时，计算公式为：

其中，α5为水与伴热管的强制对流给热系数，W/（m2·℃）。根据《化工原理（第二版）》4-13节数据，水的自强制对流换热给热系数为1000～8000W/（m2·℃）。K值计算结果主要影响因素在R值，α5的取值对K值计算结果影响不大。

R为伴热热水的污垢热阻，m2·℃/kW。在没有设计参数时，可以参考《化工原理（第二版）》表4-5数据。

（5）热水内伴热，伴热管传热系数K时，计算公式为：

其中，α6为水与伴热管的自然对流给热系数，W/（m2·℃）。根据《化工原理（第二版）》4-13节数据，水的自然对流换热给热系数为200～1000W/（m2·℃）。K值计算结果主要影响因素在R值，α6的取值对K值计算结果影响不大。

2.2 热水伴热与蒸汽外伴热相比的不同处

（1）一般情况下，内伴热时传热效率可取85%～ 95%。

3 结论

当采用不同的伴热型式时，计算方法略有差异。通过计算，可得到合理的伴热热源供给量，进而选用合理的伴热管径和伴管长度。