Характеристика и принцип работы горячих нефтепроводов

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Высоковязкие и высокозастывающие нефть и нефтепродукты транспортируются по трубопроводам с применением специальных приемов, уменьшающих коэффициент гидравлического сопротивления. Снижение его обеспечивается смешиванием высоковязких нефтей и нефтепродуктов с маловязкими и совместной их перекачкой, смешиванием и перекачкой с водой, перекачкой предварительно подогретых нефтей и нефтепродуктов, перекачкой нефтей с маловязкими разбавителями.

Высоковязкие нефтепродукты при низких температурах, близких к температурам застывания, не подчиняются закону Ньютона, а следуют закону Шведова - Бингхема, т.к. обладают динамическим сопротивлением сдвига. Они текут по трубам особенным образом: центральная часть потока движется как твердое тело, а периферийная - течет как жидкость ламинарно. Такой режим называют структурным.

Тепловой и гидравлический расчеты неизотермических трубопроводов.

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). Кроме того, находятся оптимальная толщина изоляции и температура перекачки (при транспортировке с подогревом) или концентрация маловязкого разбавителя (при перекачке в смеси с маловязкими углеводородными жидкостями).

В общем случае в «горячем» трубопроводе может быть 2 режима течения: турбулентный (сразу за пунктом подогрева) и ламинарный (непосредственно перед пунктом подогрева).

Изменение температуры нефтепродукта по длине участка с турбулентным течением описывается формулой:

Т = Т0 + (Тн - Т0) е-ШутХ/L (1),

где Т0 - температура окружающей среды (грунта на глубине заложения трубопровода в ненарушенном тепловом состоянии или температура воздуха, если прокладка надземная); Тн - начальная температура подогрева нефтепродукта; Шут - число Шухова для турбулентного участка (0 ? Х ? L).

Шут = КтdL/QCp (2),

где Кт полный коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду при турбулентном режиме перекачки; d - внутренний диаметр трубопровода; L - расстояние между пунктами подогрева; Q - объемный расход нефтепродукта плотностью и удельной теплоемкостью Ср; Lт - длина турбулентного участка.

На участке с ламинарным течением изменение температуры нефтепродукта описывается формулой:

Т = Т0 + (Ткр - Т0)exp-Шу(Х/ L - Lт/ L ) (3),

где Ткр - температура, при которой турбулентный режим течения нефтепродукта меняется на ламинарный.

Ткр = Т + 1/uln(dLReкр/4Q) (4);

Т - температура, при которой известна кинематическая вязкость продукта ; Reкр - критическое число Рейнольдса, для высоковязких нефтепродуктов Reкр= 2000; u - крутизна вискограммы (эмпирической зависимости вязкости от температуры), определяемая по формуле:

u = ln (2/ 1)/(Т1 - Т2).

Число Шухова при ламинарном режиме:

Шул = КлdL/QCp (5),

где Кл полный коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду при ламинарном режиме перекачки.

При смешанном режиме перекачки имеем формулу расчета температуры по длине участка:

Т = Т0 + (Тн - Т0) е-Шул(Ткр- Т0)/ (Тн - Т0)(1- Шул/Шут) (6).

Протяженность участка с турбулентным режимом течения находится из формулы () при:

Х = Lт,

Т = Ткр: Lт =( QCp/ Клd ) ln (Ткр - Т0)/(Тн - Т0) (7).

Длина ламинарного участка:

Lл = L - Lт.

Коэффициент теплоотдачи К для трубопроводов зависит от внутреннего a1 (от нефтепродукта к внутренней стенке трубы) и внешнего а2 (от стенки трубы в грунт) коэффициентов теплоотдачи, а также от термического сопротивления стенки трубы, изоляции, отложений и т.п.:

1/Кd = 1/a1 d + 1/2i ln (Di/di) + 1/(а2 Dн) (8);

где n (наверху суммы) - число слоев изоляции, учитываемых при расчете; i - коэффициенты теплопроводности отложений, стали, трубы, изоляции и т.п.; di, Di - соответственно внутренний и наружний диаметры i - того слоя; Dн - наружний диаметр трубопровода.

Для труб большого диаметра (более 500 мм) величину К можно найти по приближенной формуле:

1/К = 1/a1 + i/2i + 1/а2 (9),

т.к. обе части уравнения умножили на диаметр, который приняли равным одному значению (внутренний и внешний, с изоляцией и без), i - толщина стенки трубы вместе с i - тым слоем изоляции.

Для определения а1 - внутреннего коэффициента теплоотдачи от нефтепродукта к внутренней стенке трубы нужно учитывать режим движения жидкости.

Для ламинарного режима при Reср?Reкр:

а1 = 0,17Reср0,33 Grcр0,1 (Prcр/ Prcт)0,25cр/d (10);

для турбулентного режима при Reср?10000:

а1= 0,21Reср0,8Grcр0,43(Prcр/Prcт)0,25cр/d (11)

Индекс “ср” обозначает, что все физические характеристики нефтепродукта выбирают при средней температуре перекачки, индекс “ст” обозначает, что все физические характеристики выбирают при средней температуре стенки трубы.

Gr = lх3g(Тср - Тст)/2 (12)

число Грасгофа, где lх - характерный линейный размер (для вертикальных емкостей lх= h, для горизонтальных емкостей и труб lх= d); - коэффициент объемного расширения нефти; Тср - средняя температура нефтепродукта, вычисляется по формуле:

Тср = Т0 + (Тн - Тк)/ ln(Тн - Т0)/ (Тк - Т0) (13),

Тст - температура стенки емкости или трубы при соотношении (Тн - Т0)/(Тк - Т0) 2, при соотношении:

(Тн - Т0)/ (Тк - Т0) 2; Тср = 0,5(Тн + Тк) (14).

Pr = /Ср (15)

Число Прандтля. Удельная теплоемкость нефтепродуктов рассчитывается по формуле Крего:

Ср = 31,56(762 + 3,39Тср)/ 293 (16),

часто для рассчетов используют Ср = 2100 Дж/кгК; коэффициент теплопроводности рассчитывают по формуле Крего - Смита:

= 156,6 (1 - 0,00047Тср)/ 293 (17);

293 - плотность нефтепродукта при 2930 К, кг/м3.

Для расчета внешнего (от трубы в грунт) коэффициента теплоотдачи а2 подземного трубопровода применяют формулу Форхгеймера - Власова:

а2 2г/Dн ln2Н/ Dн + (2Н/ Dн )2 - 1 (18),

где г - коэффициент теплопроводности грунта; Н - глубина заложения трубопровода в грунт (до оси). При Н/ Dн 1 с точностью до 1%:

а2 2г/Dн ln4(Н/ Dн + 1/Nu) (19),

где Nu - число Нуссельта.

Nu = а0 Dн/в (20);

а0 - коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта к воздуху, равный 12 - 18 Вт/(м2К); в - коэффициент теплопроводности воздуха; Н - приведенная глубина укладки трубопровода, учитывающая геометрическую глубину заложения трубы и толщину снежного покрова.

Для подземных и особенно теплоизолированных трубопроводов при турбулентном режиме течения а1а2. Тогда значением первого слагаемого в уравнении (8) можно пренебречь. И уравнение для коэффициента теплоотдачи трубопровода будет иметь вид:

1/Кd = 1/2i ln (Di/di) + 1/(а2 Dн) (21).

Для трубопроводов без специальной тепловой изоляции, прокладываемых в грунтах малой влажности, при турбулентном режиме течения можно принять К = а2. При оценочных расчетах коэффициент теплопередачи К можно принять: для сухого песка - 1,2; для влажной глины - 1,5; для мокрого песка - 3,5.

Следует отметить, что до сих пор нет достаточно обоснованных формул по определению коэффициента теплоотдачи а1 для магистральных трубопроводов.

При расчете значений а1 и а2 температуру стенки трубы определяют методом последовательных приближений и проверяют по уравнениям теплового баланса:

а1(Тн - Тст) = а2(Тст - Т0) = К(Тн - Т0) (22),

откуда:

Тст = (а1Тн + а2Т0)Тн/(а1 + а2) - К(Тн - Т0)/а1 (23).

Потери напора на трение в трубопроводе между тепловыми станциями с учетом изменения температуры нефтепродукта как по длине, так и по радиусу трубы.

h = hиз (24).

Используем формулу потери на трение при изотермическом течении жидкости при Т = Тн (формула Лейбензона);

hиз = Q2-m нm L/d5-m (25);

m - коэффициент в формуле Лейбензона; - поправочный множитель на неизотермичность потока жидкости, учитывающий падение температуры как по длине, так и по радиусу потока.

= (QCp/ Клd)еum(Tн - Т0) Еi - u(m - К/3а1)(Тн - Т0) - Еi- u(m - К/3а1)(Тк - Т0) (26),

где Еi - обозначение интегральной показательной функции, для которой имеются подробные таблицы.

Характеристика центробежного насоса при работе на вязких жидкостях.

Стенды заводов-изготовителей приспособлены для испытаний на воде, поэтому в паспорте насоса указываются характеристики по вязкости воды ( = 0,01 см2/с) при 20С.

При перевкчке вязких жидкостей напор и подача в режиме максимального к.п.д. меньше, чем при работе на воде, т.к. увеличиваются потери на трение.

Характеристику насоса, перекачивающего вязкие нефтепродукты, строят путем пересчета характеристик, построенных для воды, с учетом поправочных коэффициентов. При постоянной частоте вращения вала кривая Q - Н становится круче по мере увеличения вязкости, а напор, соответствующий нулевой подаче (закрытая задвижка, Q = 0) остается приблизительно одинаковым.

Подачу, напор, к.п.д. насоса и допустимый кавитационный запас при работе на вязких жидкостях определяют с помощью поправочных коэффициентов.

Qн = кQQв; Нн = кнНв; н = кв; hдопн = кhhдопв (27),

индекс в - для воды, индекс н - для нефти. Значения поправочных коэффициентов находят по специальным графикам зависимости этих коэффициентов от числа Рейнольдса.

Характеристика Q - Н “горячего” нефтепровода представлена на рис. Прямая 1 - напорная характеристика, соответствующая условной перекачке данного нефтепродукта при постоянной по длине температуре, равной температуре окружающей среды То; линия 2 - напорная характеристика перекачки при постоянной температуре, равной температуре в начале трубопровода Тн. В действительности температура нефтепродукта по длине трубопровода изменяется от Тн до Тк ? То. Фактическая характеристика “горячего” нефтепровода располагается между характеристиками 1 и 2.

В области малых расходов нефтепродукт быстро охлаждается до температуры окружающей среды То, и на большей части длины трубопровода вязкость практически остается постоянной, равной о. С увеличением расхода длина подогретого участка становится все больше, что приводит к некоторому росту средней температуры и небольшому снижению вязкости в области низких температур. С увеличением расхода фактическая характеристика будет отклоняться от характеристики 1. Характер изменения Н (с увеличением расхода Q растут потери напора) будет продолжаться до точки К, начиная с которой увеличение расхода будет сопровождаться снижением потерь на трение. Это объясняется тем, что с увеличением расхода все больше становится длина подогретого участка, жидкость просто не успевает охлаждаться, и дальнейшее увеличение расхода ведет к уменьшению вязкости жидкости. Уменьшение вязкости сказывается на уменьшении потерь на трение в большей степени, чем увеличение расхода - на увеличении потерь на трение. Такое положение будет до тех пор, пока увеличение средней температуры перекачки не перестанет существенно влиять на уменьшение вязкости. Это происходит до точки В. Начиная с этого момента дальнейшее увеличение расхода не влечет за собой существенного снижения вязкости жидкости, поэтому с увеличением расхода после точки В потери на трение будут также расти. Необходимо отметить, что на кривой 3 отсутствует скачок перехода из ламинарного режима в турбулентный, как на кривой 2, например. Это происходит потому, что при изотермическом течении такой переход происходит при увеличении расхода сразу по всей длине трубопровода, то для неизотермического трубопровода каждому расходу соответствует своя длина турбулентного участка, которая изменяется при изменении расхода от 0 до L.Двумя вертикальными линиями, проведенными через точки К и В, характеристика “горячего” трубопровода разбивается на 3 участка. Вторая зона характеристики Н - Q является зоной неустойчивой работы неизотермического трубопровода, т.к. при незначительном понижении температуры или расхода потери напора резко возрастают и могут превысить максимальный напор насосов, что может привести к резкому падению пропускной способности трубопроводов. Если максимальный напор насосов превышает потери напора в трубопроводе, то уменьшение расхода в любой зоне опасности не представляет. Первая зона характеристики также является нерабочей, т.к. расходы в этой зоне малы. Рабочей является только третья зона. Рабочая точка реальных магистральных трубопроводов чаще всего находится вправо от точки В.

При эксплуатации “горячих” нефтепроводов обычно наблюдается турбулентный режим движения нефтепродукта. Для высоковязких нефтепродуктов (типа мазутов) чаще наблюдается смешанный режим движения. Чисто ламинарный режим встречается редко, т.к.расходы при нем слишком малы.

Гидравлический уклон (потери напора, отнесенные к единице длины трубопровода) “горячего” нефтепровода постоянно растет по длине участка из-за увеличения вязкости нефтепродукта и имеет вид выпуклой падающей параболы.

Расчетное значение конечной температуры для высокозастывающих нефтей можно принять равной на на 3 - 50 выше температуры ее застывания, а для высоковязких - выше температуры грунта. При эксплуатации “горячих” нефтепроводов происходит отклонение от проектных значений температур воздуха и грунта, производительности и характеристик транспортируемой нефти. В этих случаях проектная начальная температура подогрева нефти на ТС перестает быть оптимальной и ее надо в каждом конкретном случае определять заново.

Определение начальной температуры нефтепродукта (температуры подогрева) можно по формуле Шухова, если известна конечная температура и длина участка между тепловыми станциями.

Нельзя бесконечно повышать температуру подогрева нефти. Это ведет к закоксовыванию трубок теплообменного аппарата, нарушение целостности изоляционного покрытия или разложение нефти в трубе. Чаще всего начальная температура подогрева нефти не превышает 80 - 1000С, мазутов 100 - 120С. Повышение температуры подогрева ведет к уменьшению вязкости, что ведет к уменьшению энергозатратна перекачку. С другой стороны, повышение температуры подогрева ведет к увеличению расходов на подогрев. Поэтому определение температуры подогрева нефти составляет экономическую задачу.

Стоимость затрачиваемой в единицу времени энергии на перекачку нефти:

Sм = QgНм/м (28),

где Н - полные потри напора по длине между ТС; м - стоимость единицы механической энергии; м - к.п.д. насосного агрегата.

Стоимость затрачиваемой в единицу времени энергии на подогрев нефти:

Sт = QСр(Тн - Тк) т/т (29),

где Тн и Тк - соответственно начальная и конечная температуры на участке между ТС; т - стоимость единицы тепловой энергии (например, топлива); т - к.п.д. подогревательных устройств.

Задаваясь рядом значений Тн, определяют соответствующие им значения Sм и Sт и их сумму. Оптимальной является температура, соответствующая минимуму функции:

Sм + Sт = (Тн) (30).

Определив или задавшись начальной или конечной температурами, из формулы Шухова определяют расстояние между тепловыми станциями. Их число определяют аналогично изотермическим МН.

Оборудование насосно-тепловых станций.

Оборудоание насосно-тепловых станций «горячих» трубопроводов в принцие ничем не отличается от оборудования насосных станций МН, работающих без предварительного подогрева перекачиаемого продукта.

Как показали расчеты и наблюдения, процесс остывания нефти в подземном трубопроводе настолько длительный, что времени вполне достаточно для устранения сложной аварии.

При этом продукт не теряет своих транспортабельных качеств.

В качестве основных рабочих агрегатов специалисты рекомендуют центробежные насосы, а в качестве резервных - поршневые.

Резервные насосы работают в пероды пуска трубопровода (после аварии, при закачке в холодную трубу и т.д.).

Подогрев нефти и нефтепродуктов производится как в резервуарах, так и в теплообменныъх аппаратах. Сырые нефти подогревать в резервуарах нецелесообразно вследствие потерь легких фракций.

На трубопроодах применяют комбинрованный способ подогрева: нефть в резервуарах подогревается с помощью змеевиковых или секционных паровых подогревателей до температуры (40 - 60С), обеспеичвающей всасывание насосов, затем в теплообменниках температура доводится до расчетной.

Для увеличения коэффициента теплопередачи и снижения массы и габаритных размеров теплообменника нефть пропускают через трубы, а пар - в затрубное пространство.

Как правило, на тепловых станциях устанавливается несколько резервных теплообменных аппаратов, что позодяет произодить ремонтные работы и чистку теплообменников без нарушения технологического режима станции.

При поршневых насосах плообменники можно ставить на всасывающей и нагнетательной линиях.

При цнетробежных насосах теплообменники можно ставить на всасывающей линии для обеспечеиния более высокого КПД насосов. При этом теплообменники будут работать под меньшим давлением, что более целессобразно.

Для уменьшения гидравлического сопротивления через теплообменники обычно перекачивают не всю нефть, а только часть ее, которую подогревают до более высокой температуры, чем требуется. Основная часть нефти перекачивается по обводной линии, и за теплообменником оба потока смешиваются.

Перед входом в печь поток нефти разбивается на несколько (от 4 до 8) более мелких потоков, что улучшает условия теплообмена, снижает гидравлическое соротивление печи и повышает надежность эксплуатации (в случае неисправности одной вети она отключается, а остальные могут работать).

Топливом для огневых подогревателей может быть природный газ или сам перекачиваемый продукт.

Сиситема приборов контроля и автоматики позволяет оператору следить за ходом процесса подогрева нефти и обеспечивет автоматическую защиту печи при нарушении заданного технологического режима.

Пропускная способность одной печи составляет 600 м3/ч, при этом нефть нагревается от 30 до 65С.

Максимальное рабочее давление нефти на входе в змеевик не должно превышать 6,5 МПа. Мощность печи составляет 10500 Вт, а КПД достигает 0,77, что свидетельствует о высокой тепловой эффективности печи.

Огневые подогреватели эффективнее паровых, но более пожароопасны, требуют высококвалифицированного персонала, требовательны к тепловому режиму.

Из-за ограничения температуры подогрева нефти и условий нормальной рабогты теплообменных аппаратов расчетное расстояние между тепловыми станциями может оказаться небольшим, что вынуждает увеличить их число и приводит к повышению капитальных затрат.

Длительная остановка перекачки может привести к застыванию нефти в трубопроводе, и возобновление перекачки связано с большими затратами.

Для коротких трубопроодов получил распространение путевой подогрев с помощью трубопроводов - спутников. Это трубопроводы малого диаметра, которые укладываются параллельно «горячему» нефтепроводу и прилегающие к нему (у них обычно общее изоляционное покрытие), по ним перекачивается горячая вода.

Для путеого подогрева используют также специальные ленточные гибкие электронагревательные элементы (подогреватели), которые наносятся на поверхность трубопровода. Длина их активной части от 3 до 40 м, они ограниченно применимы из-за малой длины актиной части.

Перспективным является разогрев поверхности труб вихревыми токами (скин-эффект). При пропуске переменного тока по стальной трубе он не распределется равномерно по поперечному сечению трубы, а концентрируется из-за скин-эффекта ближе к внутренней поверхности трубы. К нефтепрооду вплотную прилегает нагревательная труба диаметром от 6 до 40 мм, внутри трубы проходит медный кабель диаметром 8 - 60 мм, который имеет холодостойкую изоляцию. К кабелю подсоединен источник переменного тока. Поскольку электрический ток концентрируется в очень малой по площади поперечного сечения зоне трубы, сопротивление трубы возрастает, выделяется большое количесто теплоты.

Нагревательный трубопровод приварен к нефтепроводу, и теплота из него свободно переходитв трубопровод (у них общая теплоизоляция). Такая система путевого подогрева обладает высоким КПД, т.к. теплота от внутреннего кабеля и нагревательной трубы идет на нагрев нефтепровода.

По данным испытаний разность температур нагревательной трубы и нефтепровода не превышает 283 К, выход теплоты составляет 15 - 150 Вт на 1 м одной нагревательной трубы. На трубопровод большого диаметра можно накладывать несколько нагревательных труб.

Для оценочных расчетов безопасное время остановки перекачки по подземному трубопроводу можно определить по формуле:

= 0,113(Dн2/аг) (4Н/ Dн)2(1-),

=(Т - Т0)/(Тн - Т0 ) (31),

неизотермический нефтепродукт центробежный насосный

Н - полные потри напора по длине между ТС, аг - коэффициент температуропроводности грунта, аг = 210-3 м2/ч. Допускаемая температура нефтепродукта Т в трубопроводе принимается на 1 - 50 К выше Тз (застывания) для предотвращения замораживания.

Для теплоизолированного подземного трубопровода безопасное время остановки перекачки при охлаждении нефтепродукта от Тн до Т определяется точными расчетами с учетом коэффициентов теплопроводности трубы и изоляции, наружнего лиаметра трубы, толщины тепловой изоляции, коэффициента температуропроводности грунта, теплоемкости нефти, коэффициентов теплоотдачи от поверхности грунта в воздух и от нефти к внутренней стенке трубы.

При выходе из строя насосного агрегата или теплообменного аппарата, что ведет к снижению расхода или начальной температуры подогрева на участке, «горячий» трубопровод можно эксплуатировать некоторое время (максимум до 2 суток) при данном режиме, не опасаясь его замораживания. В грунте около трубы аккумулируется много тепла, за счет которого будет обеспечиваться новый технологический режим. Если аварию невозможно устранить достаточно быстро, необходимо производить замещение вязкого нефтепродукта маловязким (обязательно горячим для сохранения теплового режима грунта) и не останавливать перекачку на время ремонтных работ. Необходимо также учитывать сезонные колебания температур (суточные не оказывают существенного влияния), летом начальная температура подогрева ниже, чем зимой, иногда на 20С и более. При проливных дождях грунт насыщается влагой, что усиливает теплообмен между трубой и окружающей средой. В это время года нужно повышать начальную температуру перекачки или увеличивать расход.