BỘ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ TẬP ĐOÀN CÔNG NGHIỆP TÀU THUỶ VIỆT NAM DỰ ÁN KHCN CẤP NHÀ NƯỚC
“PHÁT TRIỂN KHCN PHỤC VỤ ĐÓNG TÀU CHỞ DẦU THÔ 100.000 DWT” BÁO CÁO TỔNG HỢP
KẾT QUẢ KHOA HỌC CÔNG NGHỆ ĐỀ TÀI
“NGHIÊN CỨU THIẾT KẾ VÀ CHẾ TẠO THỬ THIẾT BỊ HÂM NÓNG DẦU THÔ
VÀ THIẾT BỊ BẢO VỆ HỆ THỐNG KHÍ TRƠ VÀ KHOANG HÀNG CHO QUÁ
TRÌNH KHAI THÁC AN TOÀN TẦU CHỞ DẦU THÔ 100.000T”
MÃ SỐ ĐỀ TÀI: 02 ĐT-DAKHCN

VÀ THIẾT BỊ BẢO VỆ HỆ THỐNG KHÍ TRƠ VÀ KHOANG HÀNG CHO QUÁ
TRÌNH KHAI THÁC AN TOÀN TẦU CHỞ DẦU THÔ 100.000T”
MÃ SỐ ĐỀ TÀI: 02 ĐT-DAKHCN

Chủ nhiệm đề tài Cơ quan chủ trì đề tài
KS. Phạm Tường Tam
Ban chủ nhiệm dự án Bộ Khoa học và Công nghệ
HÀ NỘI - 2008

3
DANH SÁCH NHỮNG NGƯỜI THỰC HIỆN

TT Họ và tên Học vị Đơn vị công tác Tham gia vào đề
tài ở phần
(1) (2) (3) (4) (5)

và quy phạm liên
quan
8 Đặng Tiến Hồng ThS.Phó
GĐ.
Cty CP cơ khí chính
xác VINASHIN
Chế thử 4
-Lựa chọn phương pháp tính toán thiết kế phù hợp đặc tính dầu thô, phù hợp với
kết cấu thực của tàu và điều kiện khai thác của nó.
-Qui trình công nghệ chế tạo lắp ráp thử nghiệm.
9.Kết quả.
-Chế tạo thử phần tử hâm dầu và thiết bị bẻ gẫy áp suất,chân không .
-Thử nghiệm trên xưởng các thiết b
ị trên theo yêu cầu được VR cấp chứng chỉ .
5

MỤC LỤC

Mục lục 4

3.2.2.4. Tổn thất nhiệt từ khoang hàng cho môi trường ngoài. 34
3.2.2.4.1 Tổn thất nhiệt qua vùng 1. 35
3.2.2.4.2. Tổn thất nhiệt qua vùng 2. 38
3.2.2.4.3. Tổn thất nhiệt ở vùng 3. 39
3.2.2.4.4. Tổn thất nhiệt ở vùng 4. 41
3.2.2.4.5. Tổn thất nhi
ệt qua vùng 5. 42
3.2.2.4.6. Tổn thất nhiệt qua vùng 6. 44

6
3.2.2.4.7. Tổn thất nhiệt vùng 7. 44
3.2.3. Tính toán tổn thất nhiệt cho két lắng. 46
3.2.4. Hâm bằng hơi nước. 47
3.2.4.1Hệ số trao nhiệt
α
1
. 48

3.2.4.2. Hệ số trao nhiệt α
2
. 48
3.2.5.
Tính toán thiết kế ống hâm cho két lắng. 50
3.2.5.1.Tính toán cuộn hâm cho két lắng mạn trái. 51
3.2.5.2.Tính toán cuộn hâm cho két lắng mạn phải. 54
3.2.6.Những nhận xét. 58
3.2.7. Hâm bằng dầu nóng. 58
3.2.8.Tính chọn các thiết bị hâm. 59
3.2.8.1. Tính chọn nồi hơi. 60
3.2.8.2. Chiều dài của ống hâm. 66


7
1.Các biện pháp bảo vệ. 87
1.1Thiết bị đo báo và kiểm tra. 87
1.2.Thiết bị báo động. 87
1.3.Thiết bị an toàn. 88
2.Các thiết bị bảo vệ an toàn hệ thống. 88
2.1.Thiết bị thông hơi của các két dầu hàng. 88
2.2.Thiết bị bẻ gẫy P/V. 89
3.Vật liệu của thiết bị bảo vệ. 89
4.Lựa chọn thiết bị điển hình để thiết kế chế tạo. 90
4.1.Lự
a chọn thiết bị bảo vệ hệ thống. 90
4.2.Lựa chọn thông số. 91
4.3.Lựa chọn đặc trưng kết cấu. 92
Chương 3.Tính toán và thiết kế thiết bị bảo vệ hệ thống khí trơ 94
và khoang hàng kiểu áp suất,chân không.
3.1. Mô hình tính toán. 94
3.2 Tính toán đặc trưng vật lí và các thông số hình học. 94
3.3. Điều chỉnh trị số đặt áp suất. 96
3.4.Áp suất trên thiết bị khi tàu bị nghiêng ngang tới 30
0
. 100
Chương 4. Lập quy trình công nghệ chế tạo,lắp rắp thử nghiệm 101
thiết bị bẻ gẫy áp suất ,chân không
4.1 Công nghệ chế tạo . 101
4.2 Công nghệ lắp ráp lên tàu. 102
4.3.Quy trình thử nghiệm. 102
Chương 5. Chế tạo thiết bị bảo vệ áp suất,chân không. 104
Phần 3.BÁO CÁO PHÂN TÍCH ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG 105

0
C;
α Hệ số trao nhiệt W/m
2

0
C;
K Hệ số truyền nhiệt W/m
2

0
C;
R Nhiệt trở m
2

0
C/W;
ν Độ nhớt động học m
2
/s;
μ Độ nhớt động lực học N.s/m
2
;
ρ Khối lượng riêng của chất lỏng kg/m
3
;
a Hệ số khuyếch tán m
2
/s;
Δt Độ chênh nhiệt độ

Q Nhiệt lượng trao đổi W;
T Thời gian trao đổi nhiệt h;
F Diện tích bề mặt trao đổi nhiệt m
2
;
t
σ
Ứng suất cho phép của vật liệu N/mm
2
;
E Modun đàn hồi của vật liệu N/mm
2
;
Re Tiêu chuẩn Reynold;
Nu Tiêu chuẩn Nusselt ;
Gr Tiêu chuẩn Grashoff;
Pr Tiêu chuẩn Prandtl ;
f Chỉ số hay dùng cho chất lỏng;
w Chỉ số hay dùng cho thành, vách…trao nhiệt ;
FSO Floating storage offloading unit;
FPSO Floating processing storage offloading unit;
COW Crude oil washing ;

SPM Single point mooring;
PLEM Pipe line end manifold;
Aframax Loại tàu chở dầu thô có trọng tải từ (80.000-150.000)T;
TIG Tungsten inert gas welding;
OCIMF Oil companiy international marine forum;
NDT Non-destructive tests.


học, phổ
thông)
Nguyên,
vật liệu,
năng
lượng
Thiết bị,
máy
móc
Xây
dựng, sửa
chữa nhỏ
Chi
khác
1 2 3 4 5 6 7 8
Tổng kinh phí 1.282 578 440 84 180

Trong đó:

1 Ngân sách SNKH:
- Năm thứ nhất:
- Năm thứ hai:
- Năm thứ ba:
1.282
684,44
5
597,55
5
578
404

hệ thống khí trơ và khoang hàng cho quá trình khai thác an toàn tàu chở dầu thô 100,00T
nhằm đáp một phần yêu cầu của chủ trương trên. Kết quả nghiên cứu thiết kế của đề tài
có thể sử dụng làm tài liệu tham khảo cho sinh viên ngành máy tàu thuỷ,cho cán bộ kỹ
thuật…,sản phẩm chế thử có thể áp dụng lên các tàu ch
ở các sản phẩm dầu mỏ,dầu thô từ
20.000T tới Aframax và các FSO, FPSO…
Mục tiêu của đề tài là làm chủ được quá trình nghiên cứu thiết kế ,chế tạo,thử
nghiệm thiết bị hâm nóng dầu thô, thiết bị bẻ gẫy áp suất,chân không .
Cách tiếp cận của đề tài dựa trên các thông tin chính sau đây :
-Thiết kế kỹ thuật của tàu chở dầu thô 100.000T do CTO của Ba Lan thiết kế đặc
biệt là phân khoang, kết cấ
u của hầm hàng, sơ đồ hâm nóng dầu thô bằng hơi nước và sơ
đồ hệ thống khí trơ.
-Quy trình khai thác, vận hành tàu chở dầu thô 100.000T.
-Đặc tính nhiệt động học của dầu thô trên một số nước và ở Việt Nam.
-Khả năng công nghệ của các cơ sở cơ khí của ngành công nghiệp tàu thủy Việt
Nam khi bắt đầu đóng tàu chở dầu thô 100.000T.


0
C đến 66
0
C trong 96h khi hoạt động trên biển ở điều kiện mùa đông có nhiệt độ
nước biển 5
0
C và nhiệt độ không khí –10
0
C. Đối với các két lắng chứa hỗn hợp dầu
nước , hệ thống phải có khả năng nâng nhiệt độ từ 44
0
C tới 66
0
C trong 24h cũng trong
điều kiện môi trường như trên.
Nhiệt độ bảo quản hàng có thể thay đổi tuỳ thuộc vào thành phần hoá học và đặc
tính vật lý của dầu. Với dầu thô, hàm lượng Asphalt và Parafin thấp thì nhiêt độ xuất hiện
sáp và đóng cặn cũng thấp cho nên duy trì nhiệt độ của hàng cũng không cần cao lắm, chỉ
trước khi trả hàng, dầu thô phải được hâm đến nhiệt độ (60 ÷ 66)
0
C để phù hợp với yêu
cầu của OCIMF. Sở dĩ khi xả hàng nhiệt độ của dầu thô được yêu cầu ở nhiêt độ đó vì
trên đường vận chuyển từ các bơm trên tàu tới các FSO hoặc kho chứa, dầu đã bị làm
nguội do nó phải trao nhiệt cho môi trường ngoài do đường ống từ SPM đi ngầm dưới
biển tới kho chứa. Với nhiệt độ trên thì Asphalt và Parafin chưa xuất hiện và đóng c
ặn
trên đường ống của hệ thống vận chuyển và kho chứa.
Việc hâm và duy trì hàng ở nhiệt độ bảo quản cũng còn nhằm ngăn ngừa Parafin
và cặn đóng cứng tại kết cấu của các khoang hàng, đường ống và phụ tùng của hệ thống
dầu hàng ở trên tàu. Tuy nhiên với mục đích làm sạch khoang hàng và đường ống, ngoài

trên tàu, cũng có thể được thực hiện bằng nước cắt và bơm trên bờ tại các kho tiếp nhận.
Một trong dạng phổ biến của phương tiện tiếp nhận t
ừ trên các Aframax tới các kho trên
bờ được trình bày trong hình 1.
Nước cắt trên tàu thông thường được lấy từ két lắng mạn phải, được bơm hàng
hoặc bơm hút vét đẩy hàng đi. Nước cắt có thể quay về tàu từ trạm SPM hoặc từ trạm
PLEM cũng có thể từ kho tiếp nhận tuỳ thuộc vào quá trình điều khiển làm hàng. Ngược
lại nước cắt từ bơm trên bờ có thể làm sạch ống d
ầu hàng theo chiều ngược lại. Tại trạm
tiếp nhận một hệ thống dầu rửa độc lập cũng được trang bị. Dầu rửa đường ống được lấy
từ két dầu rửa, được hâm và bơm rửa sẽ đẩy đi làm sạch hệ thống tiếp nhận.
Rửa bằng nước biển.Bơm dầu hàng hút nước biển từ két lắng mạn ph
ải hoặc từ
cửa thông biển đẩy qua bầu hâm đã nói ở trên tới hệ thống ống rửa hầm hàng và Eductor
hút vét để dẫn động nó.Eductor hút vét cặn, hỗn hợp dầu nước từ các két hàng và xả về
két lắng mạn trái. Tại két lắng mạn trái do vận tốc theo phương thẳng đứng của hỗn hợp
rất bé, hỗn hợp dầu nước do tác dụng của nhiệt độ cao và trườ
ng trọng lực nên bị phân
lớp. Nước phân ly sẽ được chuyển từ két lắng mạn trái sang két lắng mạn phải bằng
trường trọng lực khi mức chất lỏng trong két lắng mạn trái xấp xỉ 9m. Nếu hỗn hợp dầu
nước được hâm và tách lọc trong điều kiện thời tiết tốt, hàm lượng dầu lẫn trong nước ở
két lắng mạn phải có thể đạt
được dưới 1000 PPM.
Bố trí hợp lí đường ống chắt gạn nói trên có ý nghĩa rất lớn trong qúa trình xả
được nhiều nước ra khỏi tàu dầu .Theo
[
]
9
,các tàu chở dầu chỉ có thể thải nước lẫn dầu
khi đang hành trình và thực hiện xả tại các vùng biển được phép thải.Điểm bắt đầu thải

asphalt lớn. Dầu thô ở nước ta hiện có và đang khai thác trong khu vực thềm lục địa nam
Biển Đông (tên quố
c tế gọi là biển nam Trung Hoa). Tại các khu vực mỏ Bạch Hổ hàm
lượng lớn nhất tính theo % khối lượng của parafin là 25%, của asphalt là 11,8% và nhiệt
độ xuất hiện sáp nhỏ hơn (55 ÷ 59)
0
C. Tại khu vực mỏ Rồng hàm lượng lớn nhất tính
theo % khối lượng của parafin là 21%, của asphalt là 21,9% và nhiệt độ xuất hiện sáp nhỏ
hơn (56 ÷ 58)
0
C. Thông tin chi tiết về chúng được cho trong bảng 1, bảng 2.Bảng 3 trình
bày thành phần hoá lý của dầu thô ở một số mỏ dầu của Liên xô cũ. Qua đó chúng ta thấy
rằng các mỏ dầu ở thềm lục địa nước ta hàm lượng parafin và asphalt là tương đối lớn.
Tuy nhiên dầu thô cũng có một số loại có thể trực tiếp được sử dụng làm nhiên
liệu cho động cơ diesel. Một trong những loại như th
ế được hãng sản xuất Diesel
Caterpillar
– Illinois USA chấp nhận và chúng được biểu thị ở bảng 4. Loại dầu thô này
có độ nhớt thấp, điểm đông đặc thấp và hàm lượng parafin rất nhỏ .
Dầu thô có độ nhớt không lớn lắm so với độ nhớt của các sản phẩm hoá dầu, ví dụ
như các sản phẩm của HFO được sử dụng làm nhiên liệu cho hệ thống động lực của các
Aframax. Do đó mục
đích hâm để giảm độ nhớt của dầu thô không phải là chủ yếu.
Ngược lại, khi vận chuyển các sản phẩm hoá dầu ví dụ như các sản phẩm của
HFO, việc hâm chúng đến độ nhớt có thể bơm được lại là chủ yếu. Các loại HFO được
chia theo JIS ở cấp B và C, chúng được cho trong bảng 5 và đồ thị hình 1.2 hoặc các
HFO được chia theo CIMAC tương đương với ISO 8217 (96) F có ký hiệu từ A10 ÷ K55,
chúng được cho trong b
ảng 6 khi khai thác ở điều kiện môi trường nhiệt độ nước biển
5

Hình 1. Sơ đồ ống tiếp nhận dầu thô từ tàu dầu tới kho chứa.

14 Bảng 1:Tính chất hoá lý của dầu thô tại mỏ dầu Bạch Hổ Khối lượng riêng ở 20
0
C (kg/m
3
) 892 ÷ 860
Hàm lượng tạp chất cơ (% khối lượng) 0,06
Nhiệt độ điểm rót (

C (kg/m
3
) 830 ÷ 930
Hàm lượng tạp chất cơ (% khối lượng) 0,06 ÷ 0,40
Nhiệt độ điểm rót (
0
C) 28 ÷ 33
Độ nhớt (cSt) ở:
50
0
C
70
0
C

8 ÷ 63
5 ÷ 30
Hàm lượng sulphur (% khối lượng) 0,013 ÷ 0,130
Hàm lượng Parafin (% khối lượng) 11 ÷ 21
Hàm lượng nhựa và Asphalt (% khối lượng) 9,4 ÷ 21,9
Nhiệt độ xuất hiện sáp (
0
C) 56 ÷ 58
Hàm lượng gas trong dầu tới FSO (sm
3
/m
3
) Tới 3

1,61
0,17
34,0
4,06
5,1

0,17
0,07
-
1,0
2,70

1,6
-
34,0
2,0
1,95

0,31
-
18,0
0,7
4,5
Độ cốc hoá (%) 5,3 2,49 4,4 1,69
Độ tro (%) 0,03 0,008 0,0015 0,012
Chỉ số Axit (mg/g) 0,14 0,08 0,032 0,47
Nhiệt độ (
0
C)

- Hàm lượng nước và cặn % thể tích (ASTM
D1796)
max 0,5%
- Điểm đông đặc (ASTM D97) min 6
0
C
-Hàm lượng sulphur (ASTM D2788 hoặc D3605
hoặc D1552)
max 0,5%
- Độ nhớt động học ở 37,8
0
C (100
0
F) (ASTM
D445)
min
max
1,4cSt
20cSt
- Khối lượng riêng
min
max
0,8017
0,875
- Phần Gasoline và Naphta (Khi chưng cất sôi hết
ở nhiệt độ < 200
0
C)
max 35%
- Phần distillate và kerosene (Khi chưng cất sôi

C (ASTM D130) max No.3
- Hàm lượng tro % khối lượng (ASTM D482) max 0,1%
- Hàm lượng thành phần thơm (ASTM D1319) max 35%
- Vanadium PPM (ASTM D2788 hoặc ASTM
D3605)
max 4
- Natri PPM (ASTM D2788 hoặc ASTM D3605) max 10
- Nickel PPM (ASTM D2788 hoặc ASTM D3605) max 1
- Nhôm PPM (ASTM D2788 hoặc ASTM D3605) max 1
- Silicon PPM (ASTM D2788 hoặc ASTM
D3605)
max 1

17
Bảng 5: Đặc trưng hoá lý của dầu nặng (theo JIS)

Loại HFO 200S 400S 1000S 1500S 2500S 3500S
Khối lượng riêng
(tấn/m
3
)
≤ 0,92 ≤ 0,935 ≤ 0,955 ≤ 0,955 ≤ 0,98 ≤ 0,985
Điểm chớp cháy
(
0
C)
≥ 65 ≥ 75 ≥ 85 ≥ 85 ≥ 85 ≥ 85
Độ nhớt
≤30cSt/50
0

≤2500S/100
0
F
≤380cSt/50
0
C
hoặc
≤3500S/100
0
F
Điểm rót (
0
C) ≤ 10 ≤ 15 ≤ 15 ≤ 15 ≤ 15 ≤ 15
≤ 6 ≤ 8 ≤ 10 ≤ 10 ≤ 14 ≤ 14 Hàm lượng C còn lại
(% khối lượng)
Một phần của cacbon có thể bị đóng cặn trên piston và bề mặt xilanh không cháy gây ăn mòn
≤ 0,03 ≤ 0,03 ≤ 0,03 ≤ 0,04 ≤ 0,05 ≤ 0,05
Hàm lượng tro
(% khối lượng)
Vanadium khi cháy tạo ra Vanadium Pentoxide (V
2
O
5
) ở trong tro tác động như là một chất xúc tác tạo ra
axit Sulphuric
Hàm lượng nước
(% thể tích)
≤ 0,2 ≤ 0,2 ≤ 0,2 ≤ 0,4 ≤ 0,5 ≤ 0,5
Sulphur
(% khối lượng)

độ khô x = (0,99 ÷ 100%) dưới áp suất khoả
ng7 bar, tương ứng với nhiệt độ hơi bão hoà T
s

= 165
o
C.

Hình 2. Đồ thị trạng thái của hơi nước
Nguồn hơi nước trên tàu là hơi bão hoà khô có thông số trạng thái 201,36
0
C; 16bar
được giảm áp xuống áp suất 7 bar để làm nguồn hâm. Với áp suất này nhiệt ẩn của nó lớn
hơn, độ bền của ống hâm và khả năng làm kín hệ thống cũng tốt hơn khi sử dụng hơi bão
hoà ở áp suất cao.
Khi đưa hơi nước có áp suất bão hoà khô P
s
vào ống hâm, được biểu diễn bằng điểm
C trên đường giới hạn trên có độ khô x = 1 và nhiệt độ tương ứng là T
s
được biểu diễn trên

C
1
) để đạt được trạng thái bão hoà khô ở nhiệt độ bão hoà T
s1
và
áp suất bão hoà P
s1
. Giả thiết rằng hơi nước bão hoà khô qua van tiết lưu giảm áp từ P
s1
về
P
s
xẩy ra là quá trình đoạn nhiệt. Do đó quá trình này không làm thay đổi độ khô của nó và
được biểu diễn bằng đoạn C
1
C. Như vậy nhiệt lượng cần thiết cấp cho 1kg nước chưa sôi ở
nhiệt độ T
0
biến thành hơi bão hoà khô có nhiệt độ t
s
là:
q = q
n
+ r
Ở đây:
q
n
= C
n
(T

-Một bầu ngưng hơi.
-Một két nhiệt.
-Một thiết bị kiểm tra dầu lẫn trong nước ngưng.
-Một két thu hồi nước nồi hơi.
20
-Hai bơm cấp nước cho hệ thống
2.2. Hâm bằng dầu nóng và thiết bị hâm.
Trong vài chục năm gần đây hệ thống hâm bằng dầu nóng đã được áp dụng trên tàu
thuỷ thay thế một phần cho hệ thống hâm bằng hơi nước truyền thống. Theo GESAB
Goteborgs energy system AB của Thụy Điển thì các thiết bị của hệ thống dầu nóng của
hãng đã được trang bị lên các tàu chở dầu
–hoá chất có trọng tải tới 100.000 DWT. Tuy
rằng hệ thống hâm,tạo ra khí trơ, hệ thống dầu nóng không tạo nguồn động lực dẫn động
bơm dầu hàng để có được như hệ thống hơi nước song nó có những ưu điểm sau:

– Nguồn và hệ thống gọn nhẹ hơn hệ thống hơi nước, dễ dàng thao tác và điều
khiển;

– Vật liệu của các cuộn hâm không cần dùng tới vật liệu ống Al–Brass mà chỉ
dùng đến ống thép liền chịu áp không quá 10K. Bề mặt trao nhiệt tiếp xúc với dầu nóng
không bị rỉ nên giảm chi phí bảo dưỡng, kéo dài tuổi thọ của hệ thống;
– Quá trình trao nhiệt không có sự thay đổi pha của công chất nên kích thước của
hệ thống gọn nhẹ;
– Áp suất của hệ thống thông thường chỉ dao động trong khoảng giới hạn (4÷8)bar
với mọi giá trị nhiệt độ;
– Nhiệt độ của công chất hâm (dầu nóng) có thể đạt tới 350
0

Cấu tạo của bộ hâm dầu nóng bằng thiết bị đốt dầu được giới thiệu trên hình 2.1.2.

21

22
Dầu nóng được gia nhiệt tại bộ hâm dầu nóng. Bộ hâm dầu có thể là loại đứng hoặc
nằm ngang, chúng gồm 2 lớp ống xoắn ruột gà đồng tâm đặt trong bình hình trụ. Bộ đốt gia
nhiệt cho ống xoắn phía trung tâm và được quạt của bộ đốt đẩy đi vào khe giữa 2 lớp. Khí
cháy nóng được đẩy sang lớp ống xoắn ngoài và thành bầu để đi ra ống khói. Bề mặt trao
nhiệt của 2 l
ớp ống xoắn ruột gà được thiết kế sao cho nhiệt độ khói lò ra khỏi thiết bị cao
hơn nhiệt độ ra của dầu nóng từ (30 ÷ 50)
0
C. Vật liệu của ống xoắn được chế tạo từ ống
thép liền chịu nhiệt (DIN17177) cuộn ống bên trong nhận nhiệt chủ yếu là bức xạ nhiệt,
cuộn ngoài chủ yếu là đối lưu.
Vỏ ngoài cùng của bầu là thép tráng kẽm bọc cách nhiệt chất lượng cao. Tại khu vực
buồng đốt được trang bị lỗ kiểm tra.
Dầu sử dụng trong hệ thố
ng dầu nóng được dựa trên cơ sở dầu mỏ hoặc dầu tổng
hợp. Các sản phẩm của AKB khuyên dùng dầu BP Transcal hoặc tương đương.
2.3 So sánh hai nguồn hâm.
Hệ thống hâm bằng hơi nước cho các tàu chở các sản phẩm dầu mỏ, đặc biệt cho các
tàu chở dầu thô cũng có những nhược điểm sau:
-Kích thước lớn.
Khi có cùng một sản lượng nhiệt thì nguồn sinh nhiệt cũng nh
ư các cuộn hâm của hệ

3.Các yêu cầu của Quy phạm và công ước đối với hệ thống hâm
3.1.Hệ thống hâm bằng hơi nước.
1.1Các ống cấp hơi nước hâm dầu hàng và đường ống nước ngưng không được đi
qua tôn vỏ, vách của két dầu hàng trừ tấm tôn đỉnh két. Ống cấp hơi chính phải bố trí trên
boong hở.
1.2Các van cách ly phải được trang bị ở chỗ nối vào và ra từng phần tử hâm cho các
két hàng.
1.3Ống góp n
ước ngưng chính của hệ thống phải được dẫn về một két kiểm tra hoặc
thiết bị phát hiện dầu khác ,mà nó được lắp ở một vị trí càng xa các bề mặt nóng như nồi
hơi, nguồn tia lửa càng tốt để phát hiện dầu nhiễm bẩn trong nước của hệ thống.
1.4Nhiệt dộ hơi nước trong các ống hâm dầu hàng và hơi nước cấp cho bơm hút vét
trong buồ
ng bơm không được vượt quá 220
0
C.
Khi hơi nước là hơi bão hoà thì tương ướng với nhiệt độ 220
0
C áp suất tuyệt đối của
hơi nước là 23kg/cm
2

1.5Trong buồng bơm dầu hàng các ống xả nước từ các ống hơi hoặc ống xả nước từ
các xilanh hơi nước của động cơ dẫn động bơm phải được kết thúc hợp lý phía trên các
giếng hút khô buông bơm.
3.2.Hệ thống dầu nóng.
2.1Các két dãn nở phải có dụng cụ chỉ báo mức chất lỏng.
2.2 Phải dừng được các bơm tuần hoàn từ một vị
trí thích hợp ở ngoài không gian
đặt các thiết bị hâm nóng dầu.

Dầu thô khi được bơm hàng trên các FSO nạp vào các khoang hàng có xu hướng
giảm nhiệt độ do bị mất nhiệt tại các vị trí sau:
-Trên đường ống vận chuy
ển,từ tàu tới tàu hoặc từ bờ tới tàu.Đường ống này tương
đối dài khoảng 2,5km cho nhà máy lọc dầu Dung Quất và một phần của nó được chôn
ngầm dưới đáy biển và một phần nổi trên mặt biển.
-Gia nhiệt cho kết cấu thân tàu từ nhiệt độ nước biển tới nhiệt độ bảo quản.
-Gia nhiệt cho lớp khí trơ trong các két dằn cách ly từ nhiệt độ nước bi
ển tới nhiệt
độ bảo quản.
-Tổn thất nhiệt từ khoang hàng ra môi trường xung quanh.
Do đó các cuộn hâm bằng bề mặt truyền nhiệt của mình, truyền nhiệt hóa hơi của
hơi nước bão hoà cho dầu hàng từ nhiệt độ tiếp nhận lên nhiệt độ bảo quản.Quá trình gia
nhiệt nhằm loại bỏ hiện tượng lắng đọng Asphal và Parafin trong đường ống,phụ tùng và
trong kết cấu c
ủa hầm hàng.
Các cuộn hâm được lựa chọn cho mỗi khoang hàng không bé hơn hai.Riêng két lắng
mạn trái được lắng gạn bằng trường trọng lực, bằng cách bố trí ống đặc biệt nên nó chứa
dầu là chủ yếu .Để gia nhiệt nhanh chóng cho nó nhằm tăng hiệu quả tách lớp ,diện tích
trao nhiệt được thiết kế tăng phải được tăng lên và số lượng cuộn hâm được trang bị từ 4-5
cu
ộn.
Khi trang bị nhiều cuộn hâm thì cũng đồng nghĩa với có nhiều phương án điều chỉnh
nhiệt độ của dầu hàng.
Các cuộn hâm sẽ trao nhiệt cho dầu hàng tại đường ống cấp theo phương thẳng đứng
và đường ống nằm ngang được bố trí sát đáy đôi.Hiệu quả truyền nhiệt cho dầu hàng chủ
yếu là do ống nằm ngang,bởi vì đối lưu tự do
được thực hiện từ dưới lên trên. Ống hâm có
thể được gia công như sau.
1.1Các phần tử ống gia công trên xưởng.