Темные нефтепродукты отличаются от светлых высокой вязкостью, которая повышается при понижении температуры, что, в свою очередь, осложняет дальнейшею их транспортировку, поэтому необходим подогрев продуктов хранения. Для нефтебаз это, прежде всего, слив/налив. Кроме того, подогрев служит для защиты жидкостей от замерзания, защиты от кристаллизации, выпадения твердых фракций нефти, конденсации. Таким образом, обогревательная система компенсирует теплопотери, возникающие через стенки емкости. Для поддержания температуры хранения нефтепродуктов в резервуарахиспользуют водяной пар, горячую воду и газы, электроэнергию.
Процесс подогрева можно разделить на предварительный, который осуществляется общими подогревателями и эксплуатационный – местными подогревателями, находящимися у приемо-раздаточных патрубков емкости.
Существует несколько типов подогревателей: трубчатые паровые (змеевики и секционные), электронагревательные кабели и ленты, резервуарные блоки, тепловые насосы, гелиоустановки и циркуляционные системы.
Первые – трубчатые не соприкасаются с хранимой жидкостью, и в качестве теплоносителя в них применяется пар, поэтому они подходят для обогрева всех видов нефтепродуктов. Их размещают по всему поперечному сечению емкости. Более того, паровые секционные коробчатой конструкции подогреватели считаются самыми эффективными, их КПД равно ста процентам.
Температуру вертикальной стенки резервуара поддерживают электрические кабели и ленты, закрепленные с внешней стороны. Для усиления их эффективности используется теплоизоляция. Некоторые нефтехранилища при горячем водоснабжении, летом работают на солнечной энергии. Есть установки, которые энергию солнца преобразуют в тепловую, необходимую для работы тепловых насосов. Современные парокомпрессорные установки в качестве теплоносителя применяют низковязкое масло.
Расчет температуры в резервуаре проводится по сложной формуле. Поскольку температура хранимой жидкости перед подогревом находится под влиянием времени хранения, температуры окружающей среды, конструкции емкости и ее габаритов и т.д. Поэтому определить точные конечные ее параметры практически невозможно. Отсюда ее название – вероятная температура нефтепродукта в конце периода хранения. Она учитывает температуру окружающей среды, коэффициент теплопередачи от нефтепродукта, площадь полной поверхности охлаждения резервуара, время хранения, массу нефтепродукта, удельную теплоемкость нефтепродукта, среднюю температуру за время хранения. Сегодня на помощь эксплутационщикам пришло математическое моделирование перечисленных параметров.
Эластичные резервуары для нефтепродуктов закрытого типа производства НПФ «Политехника», благодаря материалу изготовления, работают в широком диапазоне температур от +85оС (емкости для слива горячего трансформаторного масла) до -60оС (амортизаторы для арктических саней). Изделия компании эксплуатируются в Арктике и во Вьетнаме. В основном это полевые склады горючего емкостью в 1000 м3и 2000 м3. Такое типовое хранилище может обеспечить 100 единиц техники в течение месяца, склад на 2000 м3- 200 единиц.
Резервуары оборудуются напорно-всасывающими рукавами и сборно-разборными трубопроводами, имеют запорную арматуру, насосы, счетчики и раздаточные колонки. Они разворачиваются на противофильтрационных пологах и бермах, а главное, в северных районах размещаются на термических матах, которые могут быстро подогреть хранимую жидкость до необходимой температуры.
