Перспективы применения электротехнологических нагревательных систем в условиях Арктики Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

ОБЩАЯ ЭНЕРГЕТИКА

УДК 621.3 DOI: 10.32464/2618-8716-2019-2-2-86-101

Перспективы применения электротехнологических нагревательных систем в условиях Арктики

С.Г. Конесев, П.А. Хлюпин

Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ), 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1

Аннотация

Введение: рассмотрены источники и потребители тепловой энергии в условиях Крайнего Севера и Арктики. Показана промышленная, пожарная и экологическая опасность существующих нагревательных систем на основе сгоревших углеводородов. Предложена альтернативная система на основе технологий электротермического воздействия.

Предмет исследования: электротермические системы поддержания функционирования промышленных и социальных объектов в условиях Крайнего Севера и Арктики.

цель: обоснование необходимости замены существующих пламенных нагревательных систем на высокоэффективные, безопасные и экологичные электротермические нагревательные системы в условиях Крайнего Севера и Арктики.

Материалы и методы: рассмотрены методы формирования тепловой энергии в условиях низких экстремальных температур.

Результаты: представлены варианты реализации источников нагрева на основе электротермических технологий в условиях Крайнего Севера и Арктики.

Выводы: электротермические нагревательные системы позволяют повысить КПД теплопередачи и энергоэффективность нагревательных систем за счет высокой степени регулирования, снизить экологическое воздействие, вызванное мощными тепловыми потоками пламенных печей, на климат Крайнего Севера и Арктики.

Ключевые слова: электротермическая нагревательная система, индукционная нагревательная система, факельные системы нагрева, пламенные печи, прямой нагрев, нагревательный кабель, саморегулирующаяся нагревательная лента, частота тока

Для цитирования: Конесев С.Г., Хлюпин П.А. Перспективы применения электротехнологических нагревательных систем в условиях Арктики // Силовое и энергетическое оборудование. Автономные системы. 2019. Т. 2. Вып. 2. С. 86-101. DOI: 10.32464/2618-8716-2019-2-2-86-101

Адрес для переписки:

Конесев Сергей Геннадьевич

УГНтУ, 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1,

[email protected]

Address for correspondence: Sergey Gennadievich Konesev uSPTu, 14 Kosmonavtov st., Ufa, 50062, Russian Federation, [email protected]

введение

В России основным источником тепловой энергии является сжигание углеводородов: угля, нефти, мазута, газа. Благодаря относительной дешевизне и простоте реализации, а также возможности параллельно с получением тепла вырабатывать электрическую энергию, данные нагревательные системы широко внедрены в промышленность и бытовую сферу. Несмотря на это, в последнее время растет недоверие к данным системам, обусловленное их высокой промышленной и пожарной опасностью, а также низкой энергетической эффективностью, вызванной узким диапазоном регулирования создаваемого теплового потока.

При применении данных систем в условиях Крайнего Севера и Арктики на первое место выходит экологическое воздействие, определяемое мощными тепловыми полями, которые вызывают оттаивание прилегающих территорий и нарушают хрупкое экологическое равновесие. Например, нормально работающая печь ПТБ-10 на поверхности теплообменной камеры имеет температуру более 60 °С [1], что при температуре -35 °С приведет к интенсивному разогреву прилегающих территорий.

В качестве альтернативы предлагается рассмотреть применение электротермических нагревательных систем для поддержания работоспособности социальных и промышленных объектов в условиях Крайнего Севера и Арктики.

материалы и методы

Основную долю локальных нагревателей составляют стационарные водогрейные газовые котлы, подогревающие воду для обогрева помещений и использования горячей воды для прочих нужд (рис. 1) [2].

Рис. 1. Стационарный водогрейный газовый котел

Недостатком таких систем является низкая эффективность при удаленности от объекта нагрева. В случае эксплуатации распределенных объектов требуется установка нескольких систем, что приводит к удорожанию нагревательного комплекса. К тому же, в данном случае необходимо обустроить газовую инфраструктуру с системой трубопроводов и газораспределительной станцией. Данные системы также являются источником выбросов продуктов сгорания в атмосферу и теплового загрязнения.

Для промышленных объектов в основном применяются пламенные (факельные) печи. Печь трубчатая блочная ПТБ-10, ПТБ-5 предназначена для нагрева нефти и нефтяной эмульсии энергией сгоревших углеводородов (технологическая схема представлена на рис. 2). Основным элементом печи является те-плообменная камера 1, в которой происходит нагрев нефтяной эмульсии дымовыми газами сгоревших углеводородов. Интенсивная подача воздуха блоком вентилятора 3 в основание печи 2 увеличивает скорость передачи тепла нагреваемой эмульсии. Процесс нагрева контролируется по различным параметрам и прекращается при снижении или увеличении давления в трубопроводе, отсутствии топлива или пламени в камере нагрева, превышении температуры дымовых газов на выходе.

Используя тепловой метод неразрушающего контроля (рис. 3), можно осуществить проверку изоляции теплообменной камеры, выявить потери тепла в процессе работы печи, проконтролировать температуру на выходе дымовых труб, проверить состояние системы входных и выходных труб, оценить работу камер сгорания и выявить дефекты на ранней стадии.

9975 1770

15 300

Рис. 2. Технологическая схема трубчатой блочной печи ПТБ-10

Рис. 3. Нормальный режим работы печи ПТБ-10: а — термоизображение; Ь — фотоизображение

По полученным данным рассчитываются потери тепла, а вместе с ними и экономические потери от вынужденной траты топлива с целью компенсации тепловых потерь. Наличие нарушений целостности изоляции при длительной эксплуатации системы отражается изменением цветовой окраски, появлением в местах дефекта очагов коррозии и видимых прогаров.

На рис. 4 показан аварийный режим работы печи ПТБ-10. По термоизображению (рис. 4, а) видно, что температура дымовых газов на выходе превышает нормативные значения, определенные заводом-изготовителем. По контрольным датчикам, установленным на выходе дымовых труб и в радиантной камере, температура дымовых газов составляет 630 °С, а температура пламени — 1008 °С. Такое температурное воздействие может негативно отразиться на основных узлах печи и привести к аварии. Наличие тепловых участков на поверхности теплообменной камеры говорит о нарушении целостности изоляции. Это вызвано некачественным болтовым соединением, а также следствием коррозии (рис. 4, Ь).

а Ь

Рис. 4. Аварийный режим работы печи ПТБ-10: а — термоизображение; Ь — фотоизображение

Тепловой метод неразрушающего контроля трубчатых печей можно применить и для определения дефектов в змеевиках системы. Схема, по которой можно производить тепловой контроль, показана на рис. 5.

О

о

о

гиги

с d

Рис. 5. Схема диагностики змеевика теплообменной камеры ПТБ: а-с — узлы контроля змеевика печи; d — положение оператора при неразрушающем контроле оборудования тепловым методом

b

a

Диагностика внутритрубного пространства змеевиков печи факельного нагрева ПТБ-10 тепловым методом неразрушающего контроля возможна только при частичной разборке печи. Процесс диагностики целесообразно совместить с плановым техническим обслуживанием для снижения расходов на допол-

нительную остановку и разборку печи, оперативного устранения дефектов и замены неисправных узлов. После остановки печи дают некоторое время остыть до безопасной температуры и приступают к разборке. Это снижает возможность полностью оценить состояние основных рабочих узлов оборудования и выявить дефекты на ранней стадии.

Чтобы качественно оценить состояние змеевика следует в течение 30 мин пропускать нагретую нефть через диагностируемый змеевик для стабилизации температурного режима. Это позволит при тепловом контроле получить наглядную картину состояния основных узлов проводника, выявить дефектные участки и, по возможности, заменить их. Дефектами в змеевике могут быть локальные прогары труб и двойников, наличие отложений на участках труб. На рис. 5, а-с схематично показаны узлы контроля теплообмен-ной камеры и змеевиков, на рис. 5, d — расположение оператора для теплового контроля.

Пункты нагрева нефти

Для интенсивного отстоя следует нагреть нефть до температуры 50...60 °С. При нагреве также используются факельные системы нагрева, к которым относятся путевые подогреватели, печи трубчатые блочные. Путевой подогреватель нефти предназначен для нагрева нефти, нефтяной эмульсии, газа и пластовой воды тепловой энергией нагретой воды. В путевом подогревателе факелом нагревается вода, а затем тепло передается нагреваемому продукту (рис. 6)

Рис. 6. Путевой подогреватель нефти: а — термоизображение; Ь — фотоизображение

Формируемый в печи мощный тепловой поток и высокая скорость текучей среды позволяет разогреть большой объем термозависимой жидкости. Однако данной системе присущи недостатки, среди которых негативное влияние на окружающую среду в виде выбросов продуктов сгорания и теплового поля, высокая промышленная и пожарная опасность, поэтому применение подобных систем в условиях неустойчивого климата Крайнего Севера и Арктики недопустимо. Кроме того, пламенная (факельная) печь относится к локальным источникам теплового воздействия и подходит лишь для разогрева продукта и не способствует поддержанию температуры в трубопроводах и резервуарах [1].

Электротехнологические нагревательные системы

Электронагревательные устройства характеризуются удобством в применении, отсутствием выбросов в атмосферу продуктов сгорания, простотой в эксплуатации. Примерами формирования теплового поля посредством электрической энергии являются электроплиты, электронагреватели, резистивные кабели, электрические тэны, индукционные нагревательные системы (ИНС) [3, 4]. На основе метода прямого нагрева работают нагревательные электрические тэны, резистивные нагревательные кабели постоянной и переменной мощности, индукционные системы промышленной и повышенной частоты [5].

Для решения задачи теплового воздействия на промышленные и социальные объекты в условиях Крайнего Севера и Арктики авторы настоящего исследования предлагают применять ИНС [6-13]. В частности, авторами разработано новое техническое решение ИНС, основными задачами которого являются повышение КПД теплопередачи системы обогрева и управляемости процессами теплопередачи, увеличение мощности и площади воздействия теплового поля [14].

На рис. 7, а, Ь представлена предлагаемая установка индукционного нагрева трубопровода, содержащая устройство преобразования и управления 1, индуцирующий провод 2, теплообменник 3, выполненный из трубопровода, внутри которого по всей длине радиально расположены пластины из магнитных материалов 4. Следует отметить, что прямой и обратный провода для максимального воздействия на теплообменник расположены друг относительно друга на максимально возможном расстоянии, равном диаметру трубы. Однако их можно разместить и на более близком расстоянии.

На рис. 8 представлены варианты исполнения теплообменника. Внутри участка трубопровода 3 расположены пластины из магнитных материалов 4.

Установка работает следующим образом. Система преобразования и управления с автономным инвертором тока 1 подает переменное синусоидальное напряжение на виток индуцирующего провода 2, образующего нагревательный контур сложной геометрии. Под воздействием вихревых токов, возникающих в металлическом теплообменнике 3, происходит разогрев в теле трубопровода и магнитных пластин внутри трубопровода и тепло передается от стенок трубы и пластин разогреваемой текучей жидкости. Из-за пластин внутри трубы поток жидкости разбивается на несколько потоков и происходит их смешивание таким образом, что нагретая жидкость у стенок трубы и пластин, перемешиваясь, проникает внутрь потока, увеличивая интенсивность теплопередачи. Площадь температурного воздействия зависит от площади витка индуцирующего провода, количества витков, диаметра трубопровода и площади пластин.

Рис. 7. Участок ИНС с индуктором и преобразователем: 1 — система преобразования и управления с автономным инвертором тока; 2 — индуцирующий провод; 3 — труба теплообменника; 4 — магнитные пластины в трубе

Рис. 8. Варианты расположения магнитных пластин в трубе: 1 — труба теплообменника; 2 — магнитные пластины в трубе

В случае превышения заданных значений температуры нагреваемой жидкости происходит автоматическое снижение мощности или отключение системой управления 1 индуцирующего провода 2.

На рис. 9, а показана установка индукционного нагрева трубопровода, которая с целью увеличения мощности и площади нагрева, а также повышения управляемости процессом теплопередачи содержит

несколько независимых теплообменников 3, включенных последовательно, причем для каждого теплообменника существуют независимые друг от друга устройства преобразования и управления 1 и индуцирующие провода 2. Теплообменники могут быть включены параллельно (рис. 9, Ь).

Рис. 9. Вариант локального теплообменника ИНС: а — типа «змеевик»; Ь — типа «трубчатый теплообменник»; 1 — система преобразования и управления с автономным инвертором тока; 2 — индуцирующий провод; 3 — труба теплообменника; 4 — магнитные пластины в трубе

выводы

Необходимо пересмотреть повсеместное применение нагревательных пламенных систем и разработать комплекс мероприятий по замене существующих и вновь вводимых систем на энергоэффективные электротермические системы, позволяющие повысить КПД теплопередачи, снизить промышленную и пожарную безопасность и негативное тепловое воздействие на экологию Крайнего Севера и Арктики.

Наиболее эффективным выбором электротермического нагревательного оборудования для поддержания нормального функционирования объектов социального и промышленного назначения в условиях Крайнего Севера и Арктики является применение ИНС.

литература

1. Конесев С.Г. Экологичные нагревательные системы для объектов транспорта и хранения вязкой нефти // Безопасность жизнедеятельности. 2012. № 7 (139). С. 43-47.

2. Использование бытовых газовых котлов промышленного назначения. Системы и технологии в отоплении. URL: http://sdelatotoplenie.ru/ispolzovanie-bytovyx-gazovyx-kotlov-promyshlennogo-naznacheniya.html (дата обращения 30.05.2019).

3. Yi Pan, Jingming Zhang, Xu Wang, Shuangchun Yang. Research on electric heating technology in-situ oil shale mining // IOSR Journal of Engineering (IOSRJEN). 2012. Vol. 2. Issue 8 (4). Pp. 39-44. DOI: 10.9790/3021-02843944

4. Thorat S., Thibodeau C., Collier B., Ngo H. Leveraging control and monitoring technologies : reliability and lower costs for electrical trace-heating systems in petrochemical facilities // IEEE Industry Applications Magazine. 2017. Vol. 23. Issue 2. Pp. 62-73. DOI: 10.1109/MIAS.2016.2600687

5. Конесев С.Г., Хлюпин П.А. Инновационные электротехнологические системы обеспечения температурных режимов технологических трубопроводов // Силовое и энергетическое оборудование. Автономные системы. 2019. Т. 2. Вып. 1. С. 29-39. DOI: 10.32464/2618-8716-2019-2-1-29-39

6. Конесев С.Г., Хлюпин П.А. Оценка эффективности теплового воздействия электротермических систем // Нефтегазовое дело. 2012. Т. 10. Вып. 3. С. 92-95. URL: http://ngdelo.ru/files/old_ngdelo/2012/3/ngdelo-3-2012-p92-95.pdf

7. Конесев С.Г., Кириллов Р.В., Кондратьев Э.Ю., Садиков М.Р., Хазиева Р. Т., Хлюпин П.А. Индукционные нагревательные системы для протяженных нефтепроводов // Нефтегазовое дело. 2014. Т. 12. Вып. 4. С. 40-47. URL: http:// ngdelo.ru/files/old_ngdelo/2014/4/ngdelo-4-2014-p40-47.pdf

8. Пат. 2415517 RU, МПК H05B 6/00, F16L 53/00. Установка индукционного нагрева трубопроводов / С.Г. Конесев, П.А. Хлюпин, И.А. Макулов, Ю.А. Никитин ; патентообл. Газ-Проект Инжиниринг. № 2009100575/07, заяв. 11.01.2009; опубл. 27.03.2011 Бюл. № 9

9. Конесев С.Г. Хакимьянов М.И., Хлюпин П.А., Кондратьев Э.Ю. Современные технологии добычи высоковязких нефтей // Электротехнические системы и комплексы. 2013. № 21. С. 301-307. URL: http://esik.magtu.ru/doc/2013-21/301-307.pdf

10. Пат. 2569102 RU, МПК E21B 36/04, E21B 43/25, E21B 37/00. Способ ликвидации отложений и предотвращения их образования в нефтяной скважине и устройство для его реализации / С.Г. Конесев, Р.В. Мавлитбаев, М.Р. Садиков, Э.Ю. Кондратьев ; патентообл. Энергодиагностика. № 2014133144/03, заяв. 12.08.2014; опубл. 20.11.2015. Бюл. № 32.

11. Пат. 2584137 RU, МПК H05B 6/10. Способ электротермического воздействия на протяженные трубопроводы и индукционная нагревательная система для его реализации / С.Г. Конесев, Р.В. Кириллов, М.Р. Садиков, Э.Ю. Кондратьев, Р.Т. Хазиева ; патентообл. Газпром добыча Ямбург. № 2014127219/07, заяв. 03.07.2014; опубл. 20.05.2016. Бюл. № 14.

12. Полезная модель 154768 RU, МПК F16L 9/00. Труба для транспортировки вязких текучих сред / С.Г. Конесев, Р.В. Кириллов, Р.Т. Хазиева, Э.Ю. Кондратьев ; патентообл. Уфа-АвиаГаз. № 2014124302/06, заяв. 16.06.2014 ; опубл. 10.09.2015. Бюл. № 25.

13. Пат. 2458853 RU, МПК B67D 7/04. Способ транспортировки и слива высоковязких текучих сред / С.Г. Конесев, М.Р. Садиков, В.М. Магзюмов ; патентообл. Газпром добыча Ямбург. № 2011107041/12, заяв. 24.02.2011; опубл. 20.08.2012. Бюл. № 23.

14. Пат. 2417563 RU, МПК H05B 6/00. Установка индукционного нагрева жидкостей / С.Г. Конесев, П.А. Хлюпин, И.А. Макулов, Ю.А. Никитин ; патентообл. Газ-Проект Инжиниринг. № 2009129107/07, заяв. 28.07.2009 ; опубл. 27.04.2011. Бюл. № 12.

Поступила в редакцию 20 марта 2019 г. Одобрена для публикации 21 мая 2019 г.

Об авторах: Конесев Сергей Геннадьевич — кандидат технических наук, профессор РАЕ, доцент кафедры электротехники и электрооборудования предприятий, Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ), 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1, [email protected];

Хлюпин Павел Александрович — кандидат технических наук, доцент кафедры электротехники и электрооборудования предприятий, Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ), 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, д.1, [email protected].

общая энергетика

Prospects for the use of electro-technological heating systems in the arctic conditions

S.G. Konesev, P.A. Khlyupin

Ufa State Petroleum Technological University (USPTU), 14 Kosmonavtov st., Ufa, 50062, Russian Federation

Abstract

Introduction. The co-authors analyze the sources and consumers of thermal power in the Far North and the Arctic region. The co-authors describe industrial, fire, and environmental hazards coming from existing heating systems that consume burned hydrocarbons. The co-authors propose an alternative system that uses electro-thermal technologies.

Subject of research. Electro-thermal systems designated for the maintenance of the operation of industrial and social facilities in the Far North and the Arctic region.

objective. Substantiation of the need to have flame heating systems, which are currently in operation, replaced by highly efficient, safe and eco-friendly electro-thermal heating systems in the Far North and the Arctic region. Materials and methods. The co-authors analyze thermal power generation in the environment characterized by extremely low temperatures.

Findings. The co-authors describe several heating sources that comprise electro-thermal technologies, applicable in the Far North and the Arctic region.

conclusions. Electro-thermal heating systems boost heat transmission and power efficiency of heating systems due to their high controllability. They can also reduce the environmental impact, caused by strong heat flows produced by flame furnaces onto the climate of the Far North and the Arctic region.

Keywords: electro-thermal heating system, induction heating system, flare heating systems, flare furnaces, direct heating, heating cable, self-regulating heat tape, current frequency

For citation: Konesev S.G., Khlyupin P.A. Perspektivy primeneniya elektrotekhnologicheskikh nagrevatel'nykh sistem v usloviyakh Arktiki [Constructive adaptability of machinery to operate effectively in the full cycle of technological works]. Silovoe i energeticheskoe oborudovanie. Avtonomnye sistemy [Power and Autonomous Equipment]. 2019. Vol. 2. Issue 2. Pp. 86-101. DOI: 10.32464/2618-8716-2019-2-2-86-101 (In Russian)

introduction

The combustion of hydrocarbons, namely, coal, crude oil, fuel oil, and natural gas, is the main source of thermal power in Russia. Due to their relative inexpensiveness and simplicity of implementation, as well as their ability to produce heat and generate electric power at the same time, these heating systems are widely used by industrial enterprises and social facilities. Nonetheless, recently these systems get more and more discredited due to their high industrial and fire hazards as well as the low power efficiency, caused by the low turndown ratio of a heat flow generated by these sources.

When these systems are operated in the Far North and the Arctic region, their environmental impact gains in importance. It is triggered due to intensive thermal fields that cause the adjacent areas to thaw and to disturb the fragile environment. For example, the surface temperature of a heat exchange chamber inside modular tube furnace PTB-10 exceeds 60 °C [1], and it causes the adjacent areas to warm up, if the temperature is -35 °C.

The co-authors offer an alternative option that consists in the use of electro-thermal heating systems capable of supplying heat to social and industrial facilities in the Far North and the Arctic region.

materials and methods

The majority of autonomous heaters have permanently installed hot water gas boilers, used to heat premises and to supply hot water designated for multiple purposes (Fig. 1) [2].

Fig. 1. Permanently installed hot water gas boiler

Their weakness is their low efficiency in case they are installed a distance from the facility to be heated. If several facilities are to be heated, several systems must be installed and the heating system turns more expensive. Moreover, in this event, the gas infrastructure must be in place. It must comprise a network of pipelines and a gas distribution plant. These systems also produce emissions, including combustion products and thermal pollutions.

Industrial facilities usually employ flame (flare) furnaces. Modular tube furnaces PTB-10 and PTB-5 are designated for the heating of crude oil and crude oil emulsion by the energy of burnt hydrocarbons (the process chart is provided in fig. 2). The core element of this furnace represents Heat Exchange Chamber 1, where crude oil emulsion is heated by the combustion gas emitted by burnt hydrocarbons. Intensive air supply by Fan 3 into Furnace Basement 2 boosts the velocity of heat transfer. Different parameters of the heating process are under control, and the process is stopped when the pressure inside the pipeline goes up or down, when the heating chamber has no fuel or flame, or when the temperature of combustion gases at the outlet exceeds acceptable values.

9975 1770

15 300

Fig. 2. Process chart. Modular tube furnace PTB-10

The non-destructive testing method may be used to test the insulation of the heat exchange chamber, to identify heat losses in the process of the furnace operation, to control the temperature at the outlet of combustion gas stacks, to check the condition of inlet and outlet pipes, to check the operation of combustion chambers and to identify their defects at an early stage.

Fig. 3. Furnace PTB-10. Regular operation mode: a — thermal image; b — photo

The information thus obtained may be used to analyze heat losses and economic losses caused by excessive fuel consumption needed to compensate heat losses. The insulation failure, caused by the long-term operation of the system, is manifested as the color change, corrosion and visible burnouts in defective areas.

Fig. 4 shows the emergency operation of furnace PTB-10. According to its thermal image (Fig. 4, a), the temperature of combustion gases at the outlet exceeds the acceptable values pre-set by the producer. According to the data provided by the instrumentation sensors, installed at the outlets of combustion gas pipes and in the radiant chamber, the temperature of combustion gases reaches 630 °C, while the flame temperature reaches 1008 °C. These temperatures may produce a negative impact on the main nodes of the furnace and cause an emergency situation. Hot spots on the surface of the heat exchange chamber have proven the insulation failure caused by the loose bolted-on connection and corrosion (Fig. 4, b).

Fig. 4. Furnace PTB. Emergency operation mode: a — thermal image; b — photo

The thermal method of non-destructive testing of tube furnaces is applicable to the system coil to identify defects there. The thermal control procedure is provided in fig. 5.

The application of the non-destructive testing method to perform the in-tube diagnostics of coils inside flame furnaces PTB-10 is only possible, if the furnace is partially dismantled. The diagnostics may be performed concurrently with the scheduled preventive maintenance to reduce the cost of a supplementary shutdown and

dismantling of a furnace, fast elimination of defects and replacement of defective nodes. After the shutdown, the furnace needs some time to cool down and reach a safe temperature; after that, its dismantling is initiated. This procedure helps to assess the condition of the main operating nodes and to identify defects at an early stage.

c d

Fig. 5. Thermal control of the coil of a heat exchange chamber inside a PTB furnace: a-c—furnace coil nodes exposed to nondestructive testing; d—position of an operator in the process of non-destructive testing performed using the thermal method

Heated crude oil must flow through the coil, exposed to non-destructive testing, for thirty minutes, in order to stabilize the temperature mode. This thermal control procedure helps to obtain a viewable idea of the condition of the main nodes, to identify defective sections, and, if possible, to have them replaced. Coil defects may include burnouts inside pipes and twins, sediments on pipe sections. Fig. 5 a-c demonstrates controllable nodes of a heat exchange chamber and coils; fig. 5, d shows positions of a testing unit used for thermal control.

Crude Oil Heating Points

Intensive settling will require crude oil heating to 50.. .60 °C. The heating process also involves flare heating systems, including line heaters and modular tube furnaces. Line heaters are designated for the heating of crude oil, crude oil emulsion, gas and local water by the thermal energy emitted by the heated water. Water is heated by a flare inside a line heater; then heat is transmitted to the heated product (Fig. 6).

Intensive heat flows, generated inside the furnace, and a high fluid velocity may help to heat an enormous amount of the temperature-dependent liquid. However, this process has several weaknesses, including its negative impact produced on the environment by emissions of combustion products and thermal fields, as well as high industrial and fire hazards; therefore, the application of these processes in the unstable climate of the Far North and the Arctic region is inadmissible. Besides, the flame (flare) furnace is considered a local source of thermal impact, therefore, it can only be used to heat a product, and it cannot maintain the temperature inside pipelines and tanks [1].

Fig. 6. Line crude oil heater: a — thermal image; b — photo

Electro-technological Heating Systems

Electro-technological systems are user friendly; they do not generate combustion products to be emitted into the atmosphere, and they are easy to operate. The application of electric energy to generate thermal fields is exemplified by electric stoves, electric heaters, resistance wires, electric heating elements, and induction heating systems [3, 4]. The direct heating method is applied to electric heating elements, resistance heating wires having a permanent or a variable capacity, induction systems having industrial and elevated frequencies [5].

The problem of thermal impacts to be produced onto industrial and social facilities in the Far North and the Arctic region is solved by the co-authors with the help of induction heating systems (IHS) [6-13]. In particular, the co-authors have developed a novel engineering solution for an HIS. Its principal objective is to improve the heat transfer efficiency of the heating system, the controllability of heat transfer processes, the capacity, and dimensions of the area covered by the thermal field [14].

Fig. 7, a, b shows the proposed pipeline induction heating system, composed of conversion and control unit 1, induction wire 2, heat exchanger 3, made of a pipeline that has radial magnetic plates 4 attached to its inside surface along the pipeline length. It is noteworthy that direct and return wires are positioned as far from one another as possible, and this wire-to-wire distance is equal to the pipe diameter so that the impact produced on the heat exchanger were most intensive. However they could be positioned closer to one another.

a b

Fig. 7. Section of an induction heating system equipped with an inductor and converter: 1 — conversion and control unit equipped with an autonomous current inverter; 2 — induction wire; 3 — heat exchanger pipe; 4 — magnetic plates inside the pipe

Fig. 8 shows different designs of a heat exchanger. A section of pipeline 3 has magnetic plates 4 inside. The heat exchanger operates in the following manner. The conversion and control system, equipped with autonomous current inverter 1, applies variable sinusoidal voltage to the loop of induction wire 2 that forms a heating contour featuring a complex geometry. Being exposed to the impact of whirling currents, arising inside metal heat exchanger 3, the pipeline and magnetic plates inside it get heated, and the heat is transmitted from the pipeline walls and plates to the fluid that is being heated. Thanks to the plates inside the pipeline, one flow

breaks down into several ones which get mixed so that the heated liquid running along the pipeline walls and over the plates gets mixed and penetrates into the flow, thus, gradually boosting the heat transfer intensity. The area exposed to the thermal impact depends on the area of the loop of an induction wire, the number of loops, the diameter of a pipeline and areas of the plates.

Fig. 8. Alternative designs of magnetic plates inside a pipe: 1 — the pipe of a heat exchanger; 2 — magnetic plates inside the pipe

In case the pre-set maximal temperature value of the heated liquid is exceeded, the power intensity is automatically reduced or cut off by control system 1 of induction wire 2.

Fig 9, a shows a pipeline induction heating system that has several independent heat exchangers 3, connected as a sequence. They boost the heating capacity and increase the heated area, improve the controllability of the heat transfer process. Each heat exchanger has independent converter and controller 1 and induction wires 2. Heat exchangers can be connected in parallel (Fig. 9, b).

Fig. 9. Designs of a local heat exchanger for an induction heating system: a — coil type; b — tube heat exchanger type; 1 — a conversion and control system equipped with an autonomous current inverter; 2 — induction wire; 3 — heat exchanger pipe; 4 — magnetic plates inside the pipe

conclusions

There is a need to reconsider the widespread application of flame heating systems and to develop a set of actions aimed at the replacement of the systems that are in operation or being placed in operation for power efficient electro-thermal systems capable of improving heat transfer efficiency, reduce industrial and fire hazards and a negative thermal impact produced on the environment of the Far North and the Arctic region.

The use of induction heating systems is the most effective choice of an electro-thermal heating unit, capable of maintaining the operation of industrial and social facilities in the Far North and Arctic region.

references

1. Konesev S.G. Ekologichnye nagrevatel'nye sistemy dlya ob"ektov transporta i khraneniya vyazkoy nefti [Protection of water resources by contamination of pig manure farms]. Bezopasnost'zhiznedeyatel'nosti [Life safety]. 2012. No. 7 (139). Pp. 43-47. (In Russian)

2. The use of household gas boilers for industrial use. Systems and technologies in heating. URL: http://sdelatotoplenie.ru/ ispolzovanie-bytovyx-gazovyx-kotlov-promyshlennogo-naznacheniya.html (data obrashcheniya 30.05.2019). (In Russian)

3. Yi Pan, Jingming Zhang, Xu Wang, Shuangchun Yang. Research on electric heating technology in-situ oil shale mining. IOSR Journal of Engineering (IOSRJEN). 2012. Vol. 2. Issue 8 (4). Pp. 39-44. DOI: 10.9790/3021-02843944

4. Thorat S., Thibodeau C., Collier B., Ngo H. Leveraging control and monitoring technologies : reliability and lower costs for electrical trace-heating systems in petrochemical facilities. IEEE Industry Applications Magazine. 2017. Vol. 23. Issue 2. Pp. 62-73. DOI: 10.1109/MIAS.2016.2600687.

5. Konesev S.G., Khlyupin P.A. Innovatsionnye elektrotekhnologicheskie sistemy obespecheniya temperaturnykh rezhi-mov tekhnologicheskikh truboprovodov [Innovative electrotechnological systems to provide the temperature modes of technological pipelines]. Silovoe i energeticheskoe oborudovanie. Avtonomnye sistemy [Power and Autonomous Equipment]. 2019. Vol. 2. Issue 1. Pp. 29-39. DOI: 10.32464/2618-8716-2019-2-1-29-39 (In Russian)

6. Konesev S.G., Khlyupin P.A. Otsenka effektivnosti teplovogo vozdeystviya elektrotermicheskikh sistem [Assessment of efficiency of thermal influence of electrothermal systems]. Neftegazovoe delo [Oil and Gas Business]. 2012. Vol. 10. Issue 3. Pp. 92-95. URL: http://ngdelo.ru/files/old_ngdelo/2012/3/ngdelo-3-2012-p92-95.pdf (In Russian)

7. Konesev S.G., Kirillov R.V., Kondrat'ev E.Yu., Sadikov M.R., Khazieva R.T., Khlyupin P.A. Induktsionnye nagrevatel'nye sistemy dlya protyazhennykh nefteprovodov [Induction heating system for length of the pipeline]. Neftegazovoe delo [Oil and Gas Business]. 2014. Vol. 12. Issue 4. Pp. 40-47. URL: http://ngdelo.ru/files/old_ngdelo/2014/4/ngdelo-4-2014-p40-47.pdf (In Russian)

8. Konesev S.G., Khlyupin P.A., Makulov I.A., Nikitin Yu.A. Ustanovka induktsionnogo nagreva truboprovodov [Installation of induction heating of pipelines]. Pat. 2415517 RU, IPC H05B 6/00, F16L 53/00. Patent holder Gaz-Proekt Inzhinir-ing. No. 2009100575/07, appl. 11.01.2009 ; publ. 27.03.2011 Bull. No. 9 (In Russian)

9. Konesev S.G. Khakim'yanov M.I., Khlyupin P.A., Kondrat'ev E.Yu. Sovremennye tekhnologii dobychi vysokovy-azkikh neftey [Modern technologies of high viscosity oils production]. Elektrotekhnicheskie sistemy i kompleksy [Elec-trotechnical Systems and Complexes]. 2013. No. 21. Pp. 301—307. URL: http://esik.magtu.ru/doc/2013-21/301-307.pdf (In Russian)

10. Konesev S.G., Mavlitbaev R.V, Sadikov M.R., Kondrat'ev E.Yu. Sposob likvidatsii otlozheniy i predotvrash-cheniya ikh obrazovaniya v neftyanoy skvazhine i ustroystvo dlya ego realizatsii [A method of eliminating sediments and preventing their formation in an oil well and a device for its implementation]. Pat. 2569102 RU, IPC E21B 36/04, E21B 43/25, E21B 37/00. Patent holder Energodiagnostika. No. 2014133144/03, appl. 12.08.2014; publ. 20.11.2015. Bull. No. 32. (In Russian)

11. Konesev S.G., Kirillov R.V., Sadikov M.R., Kondrat'ev E.Yu, Khazieva R.T. Sposob elektrotermicheskogo vozdeystviya na protyazhennye truboprovody i induktsionnaya nagrevatel'naya sistema dlya ego realizatsii [Method of electrothermal effect on long pipelines and induction heating system for its implementation]. Pat. 2584137 RU, IPC H05B 6/10. Patent holder Gazprom dobycha Yamburg. No. 2014127219/07, appl. 03.07.2014; publ. 20.05.2016. Bull. No. 14. (In Russian)

12. Konesev S.G., Kirillov R.V., Khazieva R.T., Kondrat'ev E.Yu. Truba dlya transportirovki vyazkikh tekuchikh sred [Pipe for transporting viscous fluids]. Utility model 154768 RU, IPC F16L 9/00. Patent holder Ufa-AviaGaz. No. 2014124302/06, appl. 16.06.2014 ; publ. 10.09.2015. Bull. No. 25. (In Russian)

13. Konesev S.G., Sadikov M.R., Magzyumov V.M. Sposob transportirovki i sliva vysokovyazkikh tekuchikh sred [The method of transportation and discharge of highly viscous fluids]. Pat. 2458853 RU, MPK B67D 7/04. Patent holder Gazprom dobycha Yamburg. No. 2011107041/12, appl. 24.02.2011; publ. 20.08.2012. Bull. No. 23. (In Russian)

14. Konesev S.G., Khlyupin P.A., Makulov I.A., Nikitin Yu.A. Ustanovka induktsionnogo nagreva zhidkostey [Installation of induction heating]. Pat. 2417563 RU, MPK H05B 6/00. patentoobl. Gaz-Proekt Inzhiniring. No. 2009129107/07, appl. 28.07.2009 ; publ. 27.04.2011. Bull. No. 12. (In Russian)

Received March 20, 2019. Approved for publication May 21, 2019.

About the authors: Sergey Gennadievich Konesev — professor RAN, Candidate of Engineering Sciences, Associate Professor of the Chair "Electrical Engineering and Electrical Equipment Enterprises", ufa State Petroleum Technological university (uSPTu), 14 Kosmonavtov st., Ufa, 50062, Russian Federation, [email protected];

Pavel Aleksandrovich Khlyupin — Candidate of Engineering Sciences, Associate Professor of the Chair "Electrical Engineering and Electrical Equipment Enterprises", Ufa State Petroleum technological University (uSPTu), 14 Kosmonavtov st., Ufa, 50062, Russian Federation, [email protected].