Тема лекции 8. Тепловой режим горячих магистральных трубопроводов. Гидравлический расчет горячего трубопровода.

В настоящее время наиболее распространенный способ трубопроводного транспорта вязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов - перекачка их с подогревом. Существует несколько вариантов пере­качки высокопарафинистых и вязких нефтей с подогревом. Для коротких нефтебазовых трубопроводов широко применяют подогрев трубопровода различными способами. Если паро- и трубопро­вод для застывающего нефтепродукта проходят в одном направлении, то можно организовать перекачку с путевым подогревом. Проложив трубопроводы рядом или поместив паропровод внутри нефтепровода и покрыв их тепловой изоляцией, получим систему с путевым пароподогревом. Нефть по этой системе может перекачи­ваться при различных режимах и в любое время года. Естественно, что этот способ для магистральных нефтепроводов не применяют из-за его сложности, дороговизны и технической неосуществимости. Достаточно широко для подогрева вязких нефтей применяют электроподогрев: индукционный нагрев; прямой электроподогрев трубы; нагрев с помощью кабелей или нагревательных лент). По сравнению с теплоносителями (горячая вода, пар) электроподо­грев имеет более высокий к.п.д., широкое регулирование мощности (включая работу с перерывами), легкость монтажа, компактность. Прямой элек­троподогрев трубы заключается в подсоединении переменного тока напряжением не более 50 В к изолированному участку трубопровода. Использование этого метода ограничено, так как нагреваемый участок должен быть со всех сторон электрически защищен. Следовательно, для подземных трубопроводов его применять нецелесообразно из-за больших утечек тока. Наиболее распространены нагревательные элементы в виде кабе­лей или лент, которые монтируются в основном с наружной поверх­ности трубы. Энергопотребление их составляет около 100 Вт на 1м трубы. Недостаток греющих кабелей - неравномерность нагрева трубы по периметру, что приводит к необходимости под­держивать на кабеле высокую температуру. Мощность, потребляемая греющим кабелем, достигает 4000 кВт, а нагреваемая длина около 13 км. Для непрерывного нагрева нефти в магистральных трубопрово­дах этот способ не применяют. Все виды электроподогрева нефти в трубопроводах можно приме­нять в случае аварийных или плановых остановок перекачки для разогрева застывшей нефти и возобновления перекачки.

Для магистральных трубопроводов наибольшее распространение получил способ «горячей» перекачки, предусматривающий нагрев нефти перед ее закачкой в трубопровод н периодический подогрев нефти по мере ее остывания в процессе движения. Принципиальная схема такой перекачки приведена на рис. 17. Нефть с промысла по трубопроводу 1 подается в резервуарный парк 2 го­ловной перекачивающей станции. Резервуары оборудованы подогревательны­ми устройствами, с помощью которых поддерживается температура нефти, позволяющая откачать ее подпорными насосами 3. Они прокачивают нефть через дополнительные подогреватели и подают на прием магистральных насосов 5. Магистральными насосами нефть закачивается в магистральный трубопровод 6. По мере движения в магистральном трубопроводе нефть за счет тепло­обмена с окружающей средой остывает. Поэтому по трассе трубопровода через каждые 25...100 км устанавливают пункты подогрева 7. Далее нефть попадает на промежуточную насосно-тепловую станцию НТС, где также установлены подогреватели и все повторяется снова. В конце концов, нефть закачивается в резервуары 9 конечного пункта, также оборудованные систе­мой подогрева.

Для сокращения потерь теплоты резервуары часто имеют тепловую изоляцию. Их обязательно оборудуют подогревате­лями. Насосы прокачивают нефть через подогреватели, которые обычно устанавливают между подпорными и рабочими насосами, что позволяет изготовлять теплообменники более легкими, так как давление, развиваемое подпорны­ми насосами, невелико. Через подогреватели можно пропускать всю перекачиваемую нефть, повышая температуру до заданного значения, или часть ее, нагревая до более высокой температуры, чем расчетная, а на выходе из теплообменника смешивая с более холодным потоком для получения заданной температуры подогрева. После теплообменных аппаратов поток нефти поступает в основные насосы насосной станции и ими закачивается в магистраль. При движении нефти по трубе она остывает, что увеличивает ее вязкость и, следовательно, потери на трение.

Подогрев нефти перед закачкой в трубопровод можно производить как в резервуарах, так и в специальных теплообменных аппаратах. Однако подо­грев в резервуарах производится только до температуры, обеспечивающей вы­качку нефти с заданной производительностью. Дело в том, что нагрев нефти в резервуарах до начальной температуры перекачки нецелесообразен из-за больших потерь тепла в окружающую среду и увеличения потерь легких (наиболее ценных) фракций нефти. Нефть в резервуарах нагревается с помощью трубчатых теплообменников. В качестве теплоносителя используется водяной пар, иногда горячая вода или горячая нефть. Применяются стационарные сек­ционные подогреватели, располагающиеся над днищем резервуара с уклоном по ходу теплоносителя для удаления конденсата и обеспечивающие общий подогрев всей массы нефти в резервуаре.

Разогретая в резервуарах нефть забирается подпорными насосами и пода­ется в дополнительные подогреватели (если позволяет величина подпора) или в основные насосы, которые прокачивают нефть через подогреватели в магистральный трубопровод. На промежуточных пасосно-тепловых станциях при перекачке по системе «из насоса в насос» подогреватели должны устанавли­ваться только на всасывающих линиях. В этом случае нефть поступает в насо­сы с высокой температурой, и, соответственно, их напор, подача и КІІД выше.

Через подогреватели можно пропускать весь поток транспортируемой неф­ти или только часть ее. В первом случае вся нефть нагревается до заданной тем­пературы перекачки Т, во втором - часть нефти нагревается до значительно более высокой температуры, а на входе в трубопровод смешивается с холод­ным потоком. Во втором случае существует опасность разгонки нефти. Чтобы ее предотвратить, в подогревателях надо поддерживать повышенное давление. Это требует установки перед ними специальных насосов, что не экономично.

На магистральных «горячих» трубопроводах применяются паровые и огневые подогреватели. Среди паровых подогревателей наибольшее распространение получили многоходовые теплообменники с плавающей головкой. Они удобны в эксплуатации, компактны, доступны для осмотра и ремонта. Для улучшения теплооб­мена и удобства обслуживания нефть пропускают через трубки, а пар -через межтрубное пространство. Обнаружение нефти в конденсате указывает на выход подогревателя из строя. В этом случае его останавливают, прекратив поступление нефти. После слива ее остатков подогреватель продувают паром и отключают от паровой линии.

Более распространено на «горячих» магистральных трубопроводах при­менение огневых подогревателей. Такими подогревателями, в частности, обо­рудован нефтепровод Узень Атырау - Самара. Принцип действия радиантно-конвекционной печи Г9П02В такой. Все пространство печи, смонтированной в металлическом каркасе, разделено на две зоны: радиантную и конвекционную. Радиантная зона, в свою очередь, поделена на две части стенкой из огнеупорного кирпича, размещенной вдоль оси печи. В нижней части печи установлены по шесть форсунок с воздушным распылением топлива. Топливом на нефтепроводе Узень Атырау - Самара является транспортируемая нефть. Однако фор­сунки позволяют сжигать и газообразное топливо. В радиантной зоне печи на кронштейнах уложены трубы змеевика, по которому течет нефть. Нагрев нефти в этой зоне осуществляется, в основном, за счет лучистой энергии факела. Продукты сгорания проходят затем в конвек­ционную зону, где передача тепла текущей по трубкам нефти осуществляется за счет конвекции. Из конвекционной зоны печи продукты сгорания через дымовую трубу выбрасываются в атмосферу. Стены печи покрыты изнутри огнеупорной обмуровкой, а снаружи тепловой изоля­цией. Высота печи без дымовой трубы достигает 10,5 м. Пропускная способ­ность 600 м³/ч. Нефть нагревается с 30 до 65⁰С. Максимальное рабочее давление нефти па входе в змеевик не должно превышать 6,5 МПа. Теплопроизводительность печи составляет 10500 кВт, а КПД достигает 0,77 (фактичес­ки 0,5), что свидетельствует о ее высокой тепловой эффективности.

Для определения закона изменения температуры нефти (нефтепродук­та) по длине трубопровода выделим на расстоянии х от тепловой станции элементарный участок и составим для него уравнение теплового баланса. Впервые такой уравнению составил В.Г.Шухов и получил для него следующее решение (формула Шухова):

, (113)

где - начальная температура нефти, - температура окружающей трубы, среды, Шу - параметр Шухова:

, (114)

D - внутренний диаметр трубопровода, G - значения годового массового расхода нефти (масса нефти, перевозимого трубопроводом за год), с- удельная теплоемкость нефти, L - длина перегона между тепловыми станциями трубопровода, K - полный коэффициент теплопередачи от нефти (нефтепродукта) в окружающую среду. Точность определения этого коэффициента предопределяет точность формулы Шухова. Формула Шухова имеет место между каждыми двумя тепловыми станциями (потеря напора также определяется для каждого перегона)!

Конечная температура нефти в конце перегона (при x=L):

. (115)

В.Г.Шухов предложил для определения коэффициента K экспериментальный метод. Если в районе прокладки горячего трубопровода ранее существовал другой, параллельной трассе, трубопровод, то для этого трубопровода можно определить коэффициент K. Согласно (113)-(115) он равен . Можно предположить, что такой же коэффициент будет и у прокладываемого трубопровода.

Из-за изменения температуры по нефтепроводу изменяется и вязкость нефти, вследствия чего в части трубопровода может идти турбулентное течение, а в другой - ламинарное. Критическое (переходное) число Рейнольдса, которое определяет границы этих двух режимов, находится в диапазоне 1000÷2000 (для парафинистой нефти Re _кр≈1000, а для малопарафинистой нефти Re _кр≈2000). Так, как

,

то критическое значение вязкость

.

С учетом формулы Рейнольдса-Филонова, можно найти критическую температуру нефти:

. (116)

То есть, в такой температуре меняется режим течения нефти от турбулентного к ламинарному режиму. Из (113)-формулы Шухова найдем критическое расстояние х _кр =L _т, равное длине турбулентного участка L _т:

, (117)

здесь

(118)

-параметр Шухова в турбулентном режиме; K _Т -полный коэффициент теплопередачи в турбулентном режиме. Тогда течение нефти для значений координаты 0≤ х < х _кр идет в турбулентном режиме, а при х _кр ≤ х ≤ L - в ламинарном. Тогда длина ламинарного участка:

L _Л= L - L _т. (119)

Надо иметь в виду, Шу _Т и K _Т -параметр Шухова и полный коэффициент теплопередачи в турбулентном режиме не равны соответствующим параметрам Шу _Л и K _Л в ламинарном режиме, то есть из неравенства K _Т≠ K _Л следует, что Шу _Т≠ Шу _Л;

. (120)

Возможно несколько случаев. Если критическое расстояние, найденное из формулы (117) лежит в пределе х _кр≤0, то режим течения нефти во всех точках перегона турбулентный и формула Шухова имеет вид (113) и полный коэффициент теплопередачи равен:

K = K _Т.

Если критическое расстояние, найденное из формулы (117) лежит в пределе х _кр ≥ L, то режим течения нефти во всех точках перегона ламинарный и формула Шухова также имеет вид (113), а полный коэффициент теплопередачи равен:

K = K _Л.

Если критическое расстояние, найденное из формулы (117) лежит в пределе 0< х _кр< L, то часть течения нефти в турбулентном режиме, а часть - в ламинарном. В таком случае формула Шухова переходит к следующему виду:

если 0≤ х < х _кр, то , (121)

если х _кр ≤ х ≤ L,то . (122)

Решая совместно (121) и (122), получаем формулу для определения конечной температуры нефтепродукта при смешанном режиме течения:

. (123)

Полный коэффициент теплопередачи для трубопроводов зависит от внутреннего α ₁ и внешнего α ₂ коэффициентов теплоотдачи, а также от термического сопротивления стенки трубы, изоляции, отложений и т.п.:

; (124)

здесь D - внутренний диаметр трубопровода, D _н - наружный диаметр трубопровода (без изоляции), - коэффициент теплопроводности стенки трубы, - коэффициент теплопроводности последнего слоя изоляционных покрытий (наружный диаметр трубопровода с учетом изоляционных покрытий), и - соответственно коэффициент теплопроводности и диаметр 1-гo слоя изоляционных покрытий, и - соответственно коэффициент теплопроводности и диаметр 2-гo слоя изоляционных покрытий и т.д.

Для нефтепровода с внешним диаметрам (с учетом изоляционных покрытий) более 500 мм коэффициент K рассчитывается так:

, (125)

α ₂- внешний коэффициент теплоотдачи (от внешней стенки трубы к окружающую среду), δ₁ и λ₁ - толщина и коэффициент теплопроводности 1 - слоя изоляционных покрытий, δ₂ и λ₂ - толщина и коэффициент теплопроводности 2 - слоя изоляционных покрытий и т.д.

Внутренний коэффициент теплоотдачи α ₁ зависит от режима течения:

, (128)

Nu - параметр Нуссельта, он определяется критериальным уравнением М.А.Михеева:

- в ламинарном режиме (Re₁<2000),

- в смешанном режиме (2000<Re₁<10⁴); (129)

- в турбулентном режиме (Re₁≥10⁴);

(130)

В промежуточных значениях Re₁ параметр Нуссельта определяется методом интерполяции. В этих формулах параметры Re, Gr, Рг с индексом «1» вычисляют по параметрами окружающей среды, взятых при средней интегральной температуре нефти (Т_ср.1), а с индексом «2» - при средней интегральной температуре трубопровода (Т_ср.2)):

- для турбулентного участка:

Т _ср.1= . (131)

- для ламинарного участка:

Т _ср.1= . (132)

Т _ср.2= . (133)

В нулевом приближении принимаем Т _ср.2≈ Т _ср.1-20 и найдем значение α ₁ нулевом приближении, затем после расчетов при помощи (133) уточняем (проверяем) значение Т _ср.2 еще раз.

Параметры Рейнольдса, Прандталя и Грасгофа равны к этим выражениям:

,

,

, (134)

β- коэффициент объемного расширения нефти, м²/с.

Внешний коэффициент теплоотдачи зависит от способа прок­ладки трубопровода. Для надземных или подводных трубопроводов α ₂ рассчитывают по критериальным формулам вынужденной или свободной конвекции. Для подземных трубопроводов, проложенных на опорах, внешний коэффициент должен определяться как сумма коэффициента тепло­отдачи конвекцией и коэффициента теплоотдачи радиацией.

Для подземных трубопроводов внешний коэффициент теплоотда­чи от поверхности трубы в грунт с учетом сопротивления переходу теплоты на границе грунт - воздух определяют по формуле:

, (135)

где λ_гр - коэффициент теплопроводности грунта, - коэффициент теплопроводности последнего слоя изоляционных покрытий (наружный диаметр трубопровода с учетом изоляционных покрытий);

-

критери Био, h ₀ - глубина заложе­ния трубопровода до оси, α _в- коэффициент тепло­отдачи от поверхности грунта (снега) в воздух (α _в =(10÷18)Вт/(м² ·К)),

.

Если критери Био большое и , то

. (136)

Это формула Форхгеймера.

Иногда для расчета внешнего коэффициента теплоотдачи подземно­го трубопровода применяют формулу Форхгеймера-Власова:

, (137)

При > 1 (с точностью до 1%):

. (138)

При малых заглублениях ( < 3...4) следует пользоваться формулой Аронса-Кутателадзе, учитывающей тепловое сопротивле­ние на границе грунт-воздух, а также наличие снежного покрова:

, (139)

где Nu - число Нуссельта,

;

α ₀ - коэффициент теплоот­дачи от поверхности грунта (снега) к воздуху, равный 12...18 Вт/(м²-К); λ _в - коэффициент теплопроводности воздуха; h _п - приведенная глу­бина укладки трубопровода, которая складывается из геометрической глубины заложения h₀ и эквивалентной глубины h _э, определяемой по выражению:

h _п = h₀ + h _сн λ _г/ λ _сн,

где h _сн - толщина снежного покрова; λ _сн- коэффициент теплопроводности снега: для свежевыпавшего снега λ _сн =0,105 Вт/(м-К), для уплотненного - λ _сн = 0,465 Вт/(м-К).

Для подземных и особенно теплоизолированных трубопроводов при турбулентном режиме течения α ₁>> α ₂. Поэтому в большинстве случаев при расчете значением l/ α ₁ D можно пренеб­речь.

Для подземных магистральных трубопроводов при ламинарном режиме α ₁и изменяется от 5 до 90, а при турбулентном режиме от 25 до 400 Вт/(м²·К)); α ₂=(1,5÷7)Вт/(м² ·К).

Если нефтепровод без изоляционных покрытий, то

. (140)

Потери напора на трения в «горячем» трубопроводе обычно вычисляются по обобщенной формуле Лейбензона. Если учесть неоднородность вязкости нефти в радиальном (от центра к стенки трубы вязкость падает из за уменьшение температуы) и продольном направлениях (вязкость уменьшается по трубопроводу также из за уменьшение температуы по нему), то обобщенная формула Лейбензона для случая только турбулентного течения нефти, запишется так:

, (141)

где - начальная вязкость нефти при температуре Т _н,

. (111)

Здесь , (т =1, β = - при ламинарном режиме, т =0,25, β = - при турбулентном режиме).

(112)

- интегральная показательная функция.

При смешанном режиме течения (если выполняется условие Т _к< Т _кр< Т _н) потери напора на трения в «горячем» трубопроводе находится в виде суммы:

, (113)

, (114)

. (115)

Здесь температурные поправки:

(116)

Напорная характеристика Q-H "горячего" трубо­провода представляет собой графическую зависимость между напором Н и подачей Q (рис. 18). Она делится на 3 зон. Зона 1 соответствует напорной характерис­тике трубопровода при ламинарном режиме перекачки данного нефте­продукта при постоянной температуре,равной температуре окру­жающей среды. Зона 3 - соответствует напорной характеристике изотермического трубопровода при перекачке данного нефтепродукта при постоянной начальной температуре Т_н. В действительности температура нефтепро­дукта по длине трубопровода изменяется от Т_н до Т _к >Т ₀. Следова­тельно, фактическая характеристика "горячего" трубопровода должна располагаться между характеристиками зон 1 и 2. В области малых расходов нефтепродукт в трубопроводе быстро охлаждается до температур, близких к Т ₀, и на большей части длины трубопровода вязкость его практически остается постоянной, близкой к ν₀. С увеличением расхода длина подогретого участка становится все больше, что приводит к росту средней температуры и снижению потерь на трение. Следовательно, с увеличением расхода фактическая характеристика будет отклоняться вправо от прямой 1. Такой харак­тер изменения Н с увеличением Q (потери на трение растут) будет продолжаться до определенной точки (точка К). Начиная с этой точки увеличение расхода будет приводить к уменьшению потерь на трение. Это объясняется тем, что увеличение Q ведет к повышению температуры (средней) в трубо­проводе и, следовательно, к снижению вязкости нефти, влияние которой сказывается в большей степени, чем увеличение Q на значе­ние потерь на трение. Такое положение будет сохраняться до тех пор, пока увеличение средней температуры нефти не перестанет заметно влиять на изменение вязкости. Начиная с этой точки (точка М) напорной характеристики трубопровода, с увеличением расхода нефти потери на трение будут увели­чиваться и асимптотически приближаться к кривой 3. Необходимо отметить, что на кривой 3отсутствует скачок перехода из турбулент­ного режима в ламинарный, что объясняется постепенным переходом одного режима в другой по длине трубопровода в зависимости от падения температуры и соответствующего увеличения вязкости.

Двумя вертикальными линиями (штрихи)характеристика горячего трубопровода разбивается на три зоны: 1, 2и 3. Зона 2характеристики является зоной неустойчивой работы неизотермического трубопровода, так как при незначительном понижении температуры или расхода потери напора резко возрастают и могут превысить максимальный напор насосов. В этом случае расход перекачиваемой жидкости резко падает и переходит на кривой 1, что эквивалентно практи­ческому "замораживанию" трубопровода. По этой причине зона 1характеристики также является нерабочей из-за очень малых подач и больших затрат энергии на перекачку. Рабочей является только зона 3характеристики. На этот же график наносят суммарные характеристики всех насос­ных станций трубопровода. Если суммарная характеристика насосных станций проходит выше точки К, то перекачка нефти по трубопроводу будет осуществляться при любых расходах. Если суммарная характеристика насосных станций пересекается с характеристикой трубопровода, что наиболее характер­но, то рабочей является зона 3. Если позволяет прочность трубы и оборудования (которая обеспечивается во всех случаях эксплуатации трубопровода), то на насосных станциях устанавливают дополнитель­ные насосы для преодоления сопротивлений в диапазоне малых расходов и пусковой период.Оптимальные параметры насосов (подбор насосов) для "горячих" магистральных трубопрово­дов должны соответствовать зоне 3 характеристики. При эксплуа­тации "горячих" трубопроводов имеет место, как правило, турбулен­тный режим перекачки, так как при ламинарном режиме очень малы расходы.

При технологическом расчете перекачки высо­ковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов решают­ся те же задачи, что и при расчете обычных трубопроводов (опреде­ление оптимальных диаметра и толщины стенки трубы, числа перекачивающих станций, расчет режимов эксплуатации). Определяется оптимальная толшина изоляции и температуры перекач­ки (при транспортировке с подогревом) и концентрация маловяз­кого разбавителя (при перекачке в смеси с маловязкой углеводород­ной жидкостью).

Нанесение тепловой изоляции на трубопрово­ды и резервуары позволяет уменьшить теплопотери в окружающую среду, но увеличивает стоимость линейной части. В связи с этим возникает технико-экономическая задача определения оптималь­ной толщины тепловой изоляции, при которой затраты на подог­рев и на изоляцию минимальны. Во многих случаях начальная и конечная температура нефти в перегонах между тепловыми станциями (ТС - пункты подогре­ва) известны, следовательно, параметр Шухова приближенно тоже известен:

.

Тогда длина перегона между тепловыми станциями равна:

.

Количество тепловых станций:

Если увеличить толщину теплоизоляции трубопровода, то уменьшается полный коэффициент теплопередачи, затрата на подогрев тоже уменьшается, что приводит к уменьшению количества ТС. Зато затрата на теплоизоляцию увеличивается. Оптимальный диаметр теплоизоляции D _из подземного магистрального нефтепровода, соответствующий к минимальной суммарной затрате на подогрев и на теплоизоляцию, определяется из соотношения:

, (117)

Где , ,

. L _тр – общая длина трубопрово­да, t _н – нормативный срок самоокупаемости трубопрово­да, s _тс - себестоимость тепловой энергии (тг/Дж), λ _из, ρ _из и c _из- коэффициент теплопроводности, плотность и себестоимость (тг/кг) материала теплоизоляции. Тогда оптимальная толщина теплоизоляции:

. (118)

Для надземных трубопроводов толщина тепловой изоляции мо­жет быть определена либо по заданным тепловым потерям, либо из условия предотвращения замораживания нефтепродукта, либо на основании технико-экономического расчета. В последнем случае задача решается аналогично выбору оптималь­ной толщины тепловой изоляции для подземного магистрального тру­бопровода.

Начальная температура нефти Т _н должна быть меньше температуры коксования и больше температуры застывания. Увеличение Т _н приведет к уменьшению общей вязкости перекачиваемой нефти, тем самым уменьшая затрату механической энергии насосную станцию на перекачку. Зато тепловая энергия на подогрев увеличивается, и наоборот уменьшение Т _н приведет к увеличению общей вязкости перекачиваемой нефти, тем самым увеличивая затрату механической энергии насосную станцию на перекачку. В этом случае тепловая энергия тепловой станции на подогрев меньше требуется. Значит, существует оптимальная температура, где суммарная затрата на подогрев в тепловой станции и перекачку в насосной станции наименьшая. Для нахождения оптимальной температуры рассчитаем каждую затрату в отдельности.

При оптимизации температурного режима пе­рекачки, толщины тепловой изоляции, числа пунктов подогрева и на­сосных станций необходимо учитывать следующие ограничения:

1) число пунктов подогрева п _ТС и насосных станций п должно быть целым, насосная станция должна быть и тепловым;

2) толщина тепловой изоляции не должна быть меньше минимально допустимой (по технологическим соображениям) величины, т.е. δ _из≥[ δ _из].

3) начальная и конечная температуры нефти не должны выходить за пределы допустимых значений, то есть Т _н≥ [ Т _н] и Т _к ≤ [ Т _к];

Из имеющегося опыта проектирования «горячих» трубопрово­дов известно, что насосные станции на них удалены друг от друга на расстояние от 50 до 150 км. Это позволяет назначить пределы варьирования числа НС от n _min= L _тр /150≤ п _НС ≤ L _тр /50= n _max. Найденные зна­чения округляем до ближайших целых.

При заданной производительности трубопровода выбор насосов и оп­ределение их количества на НС производится следующим образом. Вначале по часовой производительности перекачки высоковяз­кой нефти производится предварительный выбор типа насосов. Затем вычисляется кинематическая вязкость v_n, при превышении которой требуется пересчет напорной характеристики центробежных насосов: . Расчет по этой формуле выполняется как для основных, так и для подпорных насосов. Найденная «переходная» кинематическая вязкость сравнивается с вязкостью нефти при условиях ее откачки из резервуаров и при условиях всасывания основных насосов. Если для подпорных насосов температура выкачки нефти из ре­зервуаров определяется только условием их бескавитационной рабо­ты, то для основных насосов температура перекачиваемой нефти заранее неизвестна. Для первого варианта расчета ее можно принять равной максимально допустимой величине [ Т _н], что позволяет сразу учесть третье ограничение в решении оптимизационной задачи. При принятой температуре находится вязкость нефти и при необ­ходимости производится пересчет характеристики основных насосов. С учетом различия температуры выкачки Т _вык нефти из резерву­аров и начальной температуры нефти рабочее давление головной насосной станции;

Р = g (ρ _н m _мн h _{мн v} + ρ _вык H _{2 v} ),

где ρ _н, ρ _вык - плотность нефти при температурах Т _н и T _вык; h _{мн v} , H _{2 v} - напор соответственно основного и подпорного насосов при темпе­ратуре перекачки. При выполнении неравенства Р ≤ Р _арм, где Р _арм - предел прочности закрепляющнй арматуры напор одной насосной станции H _{ст v} = m _мн h _{мн v}. Если же это неравенство не выполняется, то необходимо принять меры по уменьшению сначала H _{2 v} , а если этого недостаточно, то и h _{мн v} . Для определения конечной температуры нефти сначала из урав­нения баланса напоров при заданном количестве насосных станций п находится величина средней вязкости нефти в трубопроводе, а затем - соответствующая средняя температура перекачки, после чего - искомая величина. На­ружный диаметр тепловой изоляции находится из формулы (118).

Алгоритм расчета количества НС следующий:

1) определяют расчетное число пунктов подогрева n _ТС;

2) находят критическую температуру нефти Т _кр при проектном расходе;

3) вычисляют протяженность участков с турбулентным L _ти лами­нарным L _лрежимами течения нефти;

4) определяют потери напора на этих участках и в целом на перего­не между пунктами подогрева;

5) находят n - количества НС по формуле:

, (119)

где в числителе находится полные потери напора. Найденное число насосных и тепловых станций округляется до целых чисел. Округление числа станций лучше производить в большую сторону, т.к. это ведет к уменьше­нию температуры подогрева нефти и повышению надежности рабо­ты «горячих» трубопроводов в особых случаях (остановка станций, пуск трубопровода и др.).

Поскольку изменение температуры нефти не зависит от профи­ля трассы, то пункты подогрева предварительно распределяются по трассе равномерно, через равные расстояния. При расстановке насосных станций можно было бы воспользо­ваться методом Шухова, заменив гидравлический треугольник фигу­рой с параболическим характером изменения напора. Чтобы пост­роить такую фигуру надо рассчитать потери напора как минимум для пяти точек (иначе, кривая будет построена неточно), что слож­нее, чем строить гидравлический треугольник. Но самое главное это то, что после такого определения мест размещения насосных стан­ций необходимо заняться уточнением мест размещения пунктов по­догрева. Дело в том, что их по возможности стараются совмещать с насосными станциями, чтобы уменьшить затраты в социально-куль­турную сферу. А после перемещения пунктов подогрева придется соответственно уточнять начальную и конечную температуры нефти, чтобы напора станций хватило на ведение перекачки.

Задача размещения пунктов подогрева, на первый взгляд, реша­ется просто: достаточно по горизонтали в масштабе отложить сред­нее расстояние между ними. Такое решение является вер­ным лишь формально, т.к. не учитывает необходимости совмещения части пунктов подогрева насосными станциями. В этой связи пред­лагается следующий алгоритм расстановки промежуточных пунктов подогрева. Поделив расстояния между насосными станциями на L _тс, нахо­дят, сколько их необходимо для каждого перегона. Найденное число округляют в большую сторону до ближайшего целого n _{TC i} , после чего находят окончательное среднее расстояние между пунктами подо­грева на каждом перегоне: L _{тс i} = L_i / n _{TC i} .

Основная литература: 1 осн. [265-287], 2 осн. [115-133], 3 осн. [312-352]

Дополнительная литература: 4 доп. [120-236], 5 доп. [43-47]

Контрольные вопросы:

1. Расскажите о различных вариантов пере­качки высокопарафинистых и вязких нефтей с подогревом.
2. Расскажите о принципиальной схеме «горячей» перекачки.
3. Какие задачи решают­ся при технологическом расчете перекачки высо­ковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов?
4. Какие режимы течения в «горячем» трубопроводе мо­жет быть в общем случае?
5. Как определяется длина турбулентного и ламинарного участков?

Планы практических занятий

Дата добавления: 2015-08-10