Особенность эксплуатации "горячего" трубопровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Стационарный режим эксплуатации «горячего» трубопровода

Горячий трубопровод - это система с температурой теплоносителей или продуктов, которая превышает температуру окружающей среды.

Поток называется установившимся, если средняя скорость и расход в данном (одном и том же) сечении потока не меняются во времени, но поток является изменяющимся в пространстве.

Установившееся движение жидкости в трубопроводе описывается уравнением

Где р - давление; с - плотность жидкости; л - коэффициент гидравлического сопротивления; х - длина; D - диаметр трубопровода; щ - средняя скорость движения жидкости; g - ускорение свободного падения; z - нивелирная высота.

Нестационарный режим эксплуатации «горячего» трубопровода

«Горячие» трубопроводы значительную часть времени работают в нестационарном тепловом и гидравлическом режимах. Тепловая нестационарность, связанная с медленным прогревом или охлаждением окружающей трубопровод среды, может привести к остановке трубопровода из-за чрезмерного повышения потерь напора в трубопроводе - «замораживанию» его.

Течение жидкости в трубопроводе, при котором гидравлические параметры (давление, скорость, расход, температура и т.п.) зависят не только от координаты x вдоль оси трубопровода, но и от времени t, называется неустановившимся или нестационарным. Такие течения описываются функциями р(,t), v(x,t),Q(x, t), T(x, t) и др., определяющими как изменяются параметры течения в сечении x в зависимости от времени t .

Неустановившиеся процессы в трубопроводах возникают при пусках и остановках перекачки, включении или отключении отводов, работе запорной и регулирующей аппаратуры, а также при различных авариях - разрывах трубы и закупорках.

Для слабо сжимаемых жидкостей, каковыми являются нефть и нефтепродукты, неустановившиеся течения при полном заполнении сечений трубопровода жидкостью описываются дифференциальными уравнениями с частными производными,

X(x,t) +р c2 dv(x,t) = 0

служащими для определения двух неизвестных функций: p(x, t)-- давления и v(x, t)-- скорости течения жидкости.

Ламинарное течение жидкости

ЛАМИНАРНЫМ называется слоистое течение без перемешивания частиц жидкости и без пульсации скорости и давления. При ламинарном течении жидкости в прямой трубе постоянного сечения все линиитока направлены параллельно оси трубы, при этом отсутствуют поперечные перемещения частиц жидкости.

Ламинарное течение жидкости наблюдается или у очень вязких жидкостей, или при течениях, происходящих с достаточно малыми скоростями, а также при медленном обтекании жидкостью тел малых размеров. Внешний слой жидкости, примыкающий к поверхности трубы, в которой она течет, из-за сил молекулярного сцепления прилипает к ней и остается неподвижным. Скорости последующих слоев тем больше, чем больше их расстояние до поверхности трубы, при этом наибольшей скоростью обладает слой, который движется вдоль оси трубы.



1. Потери напора при ламинарном течении жидкости

Все гидравлические потери энергии делятся на два типа: потери на трение по длине трубопроводов и местные потери, вызванные такими элементами трубопроводов, в которых вследствие изменения размеров или конфигурации русла происходит изменение скорости потока, отрыв потока от стенок русла и возникновение вихреобразования.

Простейшие местные гидравлические сопротивления можно разделить на расширения, сужения и повороты русла, каждое из которых может быть внезапным или постепенным. Более сложные случаи местного сопротивления представляют собой соединения или комбинации перечисленных простейших сопротивлений.

Как показывают исследования, при ламинарном течении жидкости в круглой трубе максимальная скорость находится на оси трубы. У стенок трубы скорость равна нулю, т.к. частицы жидкости покрывают внутреннюю поверхность трубопровода тонким неподвижным слоем. От стенок трубы к ее оси скорости нарастаю плавно. Для определения потерь напора при ламинарном течении жидкости в круглой трубе рассмотрим участок трубы длинойl, по которому поток течет в условиях ламинарного режима.

Схема для рассмотрения ламинарного потока

Потеря давления в трубопроводе будет равна:



P1 и P2 - давления соответственно в сечениях 1 и 2

м - динамический коэффициент вязкости

l- участок трубы длиной

d- диаметр трубы

хср- средняя скорость потока

Уравнение может быть преобразовано в универсальную формулу Вейсбаха-Дарси, которая окончательно записывается так:

где л - коэффициент гидравлического трения, который для ламинарного потока вычисляется по выражению:

.

Однако при ламинарном режиме для определения коэффициента гидравлического трения лТ.М. Башта рекомендует при Re < 2300 применять формулу



Число Рейнольдса - безразмерная величина, характеризующая режим течения жидкости:

--плотностьсреды, кг/м3;

· --характерная скоростьпотока, м/с;

· --гидравлический диаметр(или l -- характерный линейный размер), м;

· --динамическая вязкостьсреды, Н·с/м2;

· --кинематическая вязкостьсреды, м2/с;

· --объёмная скорость потока;

· --площадь сечения трубы.

2. Критическое число Рейнольдса

Число Рейнольдса, при котором происходит переход от одного режима движения жидкости в другой режим, называется критическим. При числе Рейнольдса наблюдается ламинарный режим движения, при числе Рейнольдса - турбулентный режим движения жидкости. Чаще критическое значение числа принимают равным, это значение соответствует переходу движения жидкости от турбулентного режима к ламинарного. При переходе от ламинарного режима движения жидкости к турбулентному критическое значение имеет большее значение. Критическое значение числа Рейнольдса увеличивается в трубах, сужаются, и уменьшается в тех, что расширяются. Это объясняется тем, что при сужении поперечного сечения скорость движения частиц увеличивается, поэтому тенденция к поперечного перемещения уменьшается.

Ламинарное течение возможно только до некоторого критического значения числа Рейнольдса, после которого оно переходит в турбулентное. Критическое значение числа Рейнольдса зависит от конкретного вида течения (течение в круглой трубе, обтекание шара и т. п.).

Как показывает опыт, для труб круглого сечения Reкрпримерно равно 2300.

Для ламинарного режима

Для турбулентного режима

4. Турбулентное течение жидкости

ТУРБУЛЕНТНЫМ называется течение, сопровождающееся интенсивным перемешиванием жидкости с пульсациями скоростей и давлений. Нарядус основным продольным перемещением жидкости наблюдаются поперечные перемещения и вращательные движения отдельных объемов жидкости.

Турбулентное течение жидкости наблюдаются при определенных условиях (при достаточно больших числах Рейнольдса) в трубах, каналах, пограничных слоях около поверхностей движущихся относительно жидкости или газа твёрдых тел, в следах за такими телами, струях, зонах перемешивания между потоками разной скорости, а также в разнообразных природных условиях.

Т. т. отличаются от ламинарных не только характером движения частиц, но также распределением осреднённой скорости по сечению потока, зависимостью средней или макс. скорости, расхода и коэф. сопротивления от числа Рейнольдса Re, гораздо большей интенсивностью тепломассообмена. Профиль осреднённой скорости Т. т. в трубах и каналах отличается от параболич. профиля ламинарных течений меньшей кривизной у оси и более быстрым возрастанием скорости у стенок.

3. Потери напора при турбулентном движении жидкости

Все гидравлические потери энергии делятся на два типа: потери на трение по длине трубопроводов и местные потери, вызванные такими элементами трубопроводов, в которых вследствие изменения размеров или конфигурации русла происходит изменение скорости потока, отрыв потока от стенок русла и возникновение вихреобразования.

Простейшие местные гидравлические сопротивления можно разделить на расширения, сужения и повороты русла, каждое из которых может быть внезапным или постепенным. Более сложные случаи местного сопротивления представляют собой соединения или комбинации перечисленных простейших сопротивлений.

При турбулентном режиме движения жидкости в трубах эпюра распределения скоростей имеет вид, показанный на рис. В тонком пристенном слое толщиной д жидкость течет в ламинарном режиме, а остальные слои текут в турбулентном режиме, и называются турбулентным ядром. Таким образом, строго говоря, турбулентного движения в чистом виде не существует. Оно сопровождается ламинарным движением у стенок, хотя слой д с ламинарным режимом весьма мал по сравнению с турбулентным ядром.

Модель турбулентного режима движения жидкости

Основной расчетной формулой для потерь напора при турбулентном течении жидкости в круглых трубах является уже приводившаяся выше эмпирическая формула, называемая формулой Вейсбаха-Дарси и имеющая следующий вид:

Различие заключается лишь в значениях коэффициента гидравлического трения л. Этот коэффициент зависит от числа Рейнольдса Re и от безразмерного геометрического фактора - относительной шероховатости Д/d (или Д/r0, где r0- радиус трубы).

Критическое число Рейнольдса

Число Рейнольдса, при котором происходит переход от одного режима движения жидкости в другой режим, называется критическим. При числе Рейнольдса наблюдается ламинарный режим движения, при числе Рейнольдса - турбулентный режим движения жидкости. Чаще критическое значение числа принимают равным, это значение соответствует переходу движения жидкости от турбулентного режима к ламинарного. При переходе от ламинарного режима движения жидкости к турбулентному критическое значение имеет большее значение. Критическое значение числа Рейнольдса увеличивается в трубах, сужаются, и уменьшается в тех, что расширяются. Это объясняется тем, что при сужении поперечного сечения скорость движения частиц увеличивается, поэтому тенденция к поперечного перемещения уменьшается.

Таким образом, критерий подобия Рейнольдса позволяет судить о режиме течения жидкости в трубе. При Re < Reкртечение является ламинарным, а при Re > Reкртечение является турбулентным. Точнее говоря, вполне развитое турбулентное течение в трубах устанавливается лишь при Re примерно равно 4000, а при Re = 2300…4000 имеет место переходная, критическая область.

Как показывает опыт, для труб круглого сечения Reкрпримерно равно 2300.

Режим движения жидкости напрямую влияет на степень гидравлического сопротивления трубо-проводов.

Для ламинарного режима

Для турбулентного режима

4. Стационарные характеристики “горячих” трубопроводов. Устойчивость работы "горячих" трубопроводов

На рис. 4 приведена характеристика "горячего" трубопровода, т.е. графическое изображение потерь напора на трение от расхода в нем. Характеристика Q-h построена по зависимостям (33)...(35) при Тн = const .При малых расходах нефть быстро остывает и на основной длине перегона между пунктами подогрева имеет место её изотермическая перекачка с температурой Т0 . Поэтому характеристика "горячего" трубопровода близка к прямой линии на рис.4, изображающей характеристику изотермического трубопровода при Т0 =const. При больших расходах за время движения между пунктами подогрева нефть не успевает сильно остыть.

Рис. 4 Характеристика “горячего” трубопровода

Поэтому характеристика "горячего" трубопровода близка к линии, изображающей характеристику изотермического трубопровода при Т0 = ТН = const. Наличие "горба" на характеристике "горячего" трубопровода связано с характером изменения произведения Q2-m нm в формуле Лейбензона. При увеличении Q нефть приходит на следующий пункт подогрева со все более высокой температурой, т.е. её вязкость уменьшается. Таким образом потери напора имеют тенденцию к росту за счет увеличения Q , а с другой стороны они же уменьшаютcя за счет снижения вязкости при росте Q . При низких температурах в трубопроводе (при малых Q ) темпы изменения вязкости высокие, а при высоких температурах ( при больших Q ) вязкость практически не зависит от температуры. Вот эта нелинейность изменения вязкости от температуры и приводит к тому, что с ростом Q потери напора на трение могут уменьшаться ( на рис.4 этот “противоестественный” диапазон расходов Q обозначен как 2 зона). Границы между зонами проведены через экстремальные точки характеристики "горячего" трубопровода. 1 зона не может быть рекомендована в качестве рабочей, так как расходы малы, хотя режим работы трубопровода устойчивый (с увеличением Q растут h и наоборот). 2 зона является неустойчивой, так как с ростом Q, потери h уменьшаются и наоборот. Неустойчивость проявляется в том, что при уменьшении Q потери могут возрасти настолько, что установленное оборудование окажется не способным их преодолеть. 3 зона относится к области больших расходов и является устойчивой. Поэтому она рекомендуется как рабочая зона. Установленное на НС оборудование должно перекрывать "пику" по напору на характеристике "горячего" трубопровода. На рис. 4 рабочая характеристика НС изображена пунктирной линией, точка пересечения дает рабочую точку ( QР и НР ). Естественно, что при построении совмещенной характеристики необходимо учитывать нивелирные отметки конца и начала трубопровода ?Z =ZК -ZН ( на рис. ?Z = 0 ). Толщина стенки трубы должна быть рассчитана на "пиковые" пусковые давления. Если характеристика насосов проходит ниже, то возможны три точки пересечения с характеристикой трубы ( на рис. 4 это точки 1,2,3). Реальной расчетной точкой будет только точка 1, так напора насосов недостаточно, чтобы преодолеть "пику". Но если на станции имеется возможность кратковременно увеличивать напор с целью преодоления "пики", то рабочую точку можно переместить в рекомендуемую 3 зону.



Рис. 5. Влияние различных параметров на положение

Загрузка...

характеристики “горячего” трубопровода

В весеннее и осеннее время происходит обратное явление: вследствие увлажнения грунта К увеличивается и устойчивость работы нефтепровода понижается. Поэтому в периоды сильных и продолжительных дождей обслуживающий персонал должен быть особенно внимателен и быстро реагировать на изменения режима работы нефтепровода. В подобных случаях для предупреждения остановки "горячих" нефтепроводов целесообразно перейти на перекачку менее вязкой нефти или повысить температуру подогрева нефти, что приведет к увеличению расхода и сделает работу трубопровода более устойчивой.

С повышением Тн (рис.5в), как и следовало ожидать, потери напора на трение резко уменьшаются. Наоборот, значительное понижение Тн неминуемо приводит к переходу нефтепровода в 1 зону характеристики, т.е. практически означает .его остановку. Наиболее чувствительна к изменению Тн рабочая зона (3) характеристики. С повышением Тн диапазон расходов, соответствующий зоне неустойчивой работы, увеличивается. При сравнительно низких температурах подогрева неустойчивая зона характеристики "горячего" нефтепровода исчезает и работа его становится устойчивой во всем диапазоне расходов.

С понижением температуры окружающей среды (рис.5г ) происходит сравнительно небольшое увеличение потери напора на трение в рабочей зоне характеристики и чрезвычайно сильное в области малых расходов (1 зона и начало 2 зоны). Это объясняется сильным охлаждением нефти на концевых участках перегонов между пунктами подогрева, в результате чего нефть приходит на них практически с температурой окружающей среды. Поэтому с наступлением зимних холодов, особенно при продолжительных сильных морозах, "горячие" нефтепроводы необходимо эксплуатировать при максимальных расходах, ни в коем случав не допуская перебоев в подаче нефти в нефтепровод. С понижением Т0 область расходов, соответствующая 2 зоне, увеличивается. При достаточно высоких Т0 зона исчезает, и нефтепровод работает устойчиво при любых расходах. Это явление характерно для летнего периода работы.

При эксплуатации "горячих" нефтепроводов снижение их производительности следует вести весьма осторожно. Уменьшение Q в пределах 3 зоны опасности не представляет, однако нельзя допускать снижения Q , выводящего нефтепровод из 3 зоны во вторую.

Если по тем или иным причинам "горячий" нефтепровод перешел на работу во 2 зону, его можно перевести в 3 (рабочую) зону следующими способами:

а) увеличить температуру подогрева нефти Тн , не снижая расхода;

б) увеличить напор насосов;

в) перейти на перекачку менее вязкой нефти без снижения Q и Тн .

Таким образом, в отличие от обычных нефтепроводов, работающих в изотермических условиях, "горячие" нефтепроводы нельзя эксплуатировать продолжительное время с малыми расходами без риска "заморозить" их.

Оптимальная температура подогрева нефти

Оптимальную температуру подогрева при перекачке "горячих” нефтей по магистральному трубопроводу определяют исходя из минимума суммарных затрат на перекачку и подогрев

где Tн и Тк - соответственно температура в начале и конце перегона между пунктами подогрева;

ум и ут - единичные стоимости механической (на привод насосов) и тепловой (на подогрев нефти) энергий;

зм| и зт -кпд насосных агрегатов и подогревательных устройств;

H - полная потеря напора на перегоне между тепловыми станциями.

В общем случае

Здесь ?Z - разность нивелирных отметок конца и начала теплового перегона;

;

Гидравлические уклоны iТ и iЛ являются переменными, так как кинематическая вязкость зависит от температуры. Взаимозависимыми являются также Тн и Тк . Аналитическое решение поставленной задачи было выполнено В.И.Черникиным и В.С.Яблонским. Оптимальную температуру из уравнения (50) обычно определяют методами последовательных приближений. Из аналитического решения получен важный вывод о том, что температура подогрева Тн будет оптимальной в том случае, когда суммарные затраты на перекачку SM и подогрев (стоимость теплопотерь) ST на первой (начальной) единице длины трубопровода равны суммарным затратам на перекачку и подогрев на последней (конечной) единице длины трубопровода, а именно:

или

Данное соотношение справедливо для двух и одного (турбулентного или ламинарного) режимов течения нефти, а также для любой вязкостно-температур-ной зависимости. Для двух режимов Кн соответствует коэффициенту теплопередачи для турбулентного участка ( Кн= Кт ), а Кк - коэффициенту теплопередачи для ламинарного участка ( Кк = КЛ ). Для одного режима коэффициент теплопередачи постоянен по всей длине и равен либо Кт , либо КЛ.

На основании выводов, полученных из аналитического решения, оптимальная температура подогрева сравнительно просто определяется следующим графо-аналитическим способом. Идея этого способа такова, что для конкретного случая нужно определить все возможные суммарные единичные затраты механической и тепловой энергий и найти ту пару сечений, которая бы удовлетворяла условию (52). Строим графики изменения единичных затрат энергии.

Затраты механической энергии в целом сечении из (52) будут



При этом если Ткр ? Т ? T0 , то

если Ткр ? Т , то

Имея вязкостно-температурную зависимость (аналитическую или в форме таблицы) , вычисляем Sм для температур T>T0 и наносим на рис. 6 кривую Sм ( разрыв обусловлен изменением режима течения ).

Затраты тепловой энергии в любом сечении и (52) будут

При этом если Ткр ? Т ? T0 , то k=kл ; если Т > Tкр то k=kТ.

На рис. 6 ST выражается прямой линией с разрывом, проходящей через начало координат. Произведя графическое сложение SM и ST , получим изменение суммарных затрат на перекачку и подогрев S в зависимости от температуры (для произвольно го сечения). Если кривая S на рис.6 не имеет экстремальной точки М. , это означает, что условие (53) не выполняется, т.е. подогрев не выгоден. Оптимальное решение следует искать в полосе 1-2, так как любая горизонтальная линия в этой полосе (например, прямая A-A) имеет две точки пересечения с кривой S, т.е. отвечает условию (52) и обеспечивает равенство суммарных затрат при двух разных температурах. Можно предполагать, что большее значение температуры будет соответствовать Tн а меньшее Тк .Но так как Тн и Тк являются взаимозависимыми, то из всего множества парных значений температур нужно найти ту пару, которая бы удовлетворяла закону изменения температуры по длине “горячего" трубопровода, например, формуле Шухова. Для этого воспользуемся формулой для двух режимов (24) и построим ее графическое изображение. Нетрудно видеть, что отрезок 1-2 на пряной А-А есть не что иное как (Тк-Т0) , отрезок 1-3

Рис. 6. Графическое нахождение оптимальной температуры подогрева нефти - это ( Ткр -То ), а отрезок 1-4 - (ТН -Т0 ).

Измерив длины указанных отрезков и подставив значения их в формулу (24), найдем величину exp(-aл L) (так как в правой части формулы (24) безразмерные температурные комплексы, то масштабный коэффициент сокращается и его учитывать не следует). В выбранном масштабе вычисленное значение exp(-aл L ) изображено отрезком 5-6. Проводя горизонтальные линии и измеряя длины соответствующих отрезков, будем вычислять соответствующие значения exp (-aл L ). В результате построим кривую изменения безразмерной температуры (в правом верхнем углу рис. 6). В общем случае кривая может иметь два излома в зависимости от сочетания режимов; верхняя часть кривой до первой точки излома соответствует наличию турбулентного и ламинарного режимов, средняя часть кривой между двумя точками излома соответствует ламинарному режиму при Tн=Tкр =const , нижняя часть кривой соответствует ламинарному режиму при Tн ? const. Ламинарные режимы получаются также из (24) при Tкр =Tн

Оптимальная температура подогрева для конкретного случая находится следующим образом. По исходным данным вычисляем параметр aл L и величину exp (-aл L ), находим эту величину на горизонтальной оси exp (-a L ) ( точка n ) и обратным построением (пунктирные линии) находим оптимальные Тн и Тк .Из графика видно, что при этих значениях температур суммарные затраты на перекачку и подогрев в начале и конце перегона действительно равны. Так как найденные Тн и Тк связаны между собой еще формулой Шухова (точка n ), то данные значения температур будут действительно оптимальными, т.е. выполнены все условия.

Численные значения Тн и Тк ограничиваются из технологических соображений. По нормам Тн для мазутов не должна превышать 363 К (90 °С), чтобы не было закоксовывания и сильного нагарообразования в теплообменниках; Тн для нефтей должна быть ниже температуры начала кипения с целью сохранения легких фракций; Тн для масел колеблется в пределах 293...353 К (20…80 °С); чем легче масло, тем ниже должна быть Тн . Конечная температура должна быть (на 5-10 К) выше температуры застывания .перекачиваемого продукта, чтобы трубопровод не "заморозился" при кратковременных остановках.

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

где ;

DH- наружный диаметр трубопровода;

Н - глубина заложения трубопровода (до оси трубы);

СР , с, л - соответственно теплоемкость, плотность и коэффициент теплопроводности грунта;

Tж - начальная температура жидкости в рассматриваемом сечении;

Т0 - температура окружающей среды;

Т- допустимая температура охлаждения, принимаемая на 5-10 градусов выше температуры застывания.

Допустимое время остановки рассчитывается по конечному сечению трубопровода, в котором наинизшие эксплуатационные температуры. Рассмотренный способ определения оптимальной температуры подогрева пригоден для коротких трубопроводов с одной насосно-тепловой станцией.

Расстановка насосных и тепловых станций по трассе. Применение тепловой изоляции

Для магистральных "горячих" трубопроводов необходимое число насосных станций (НС), тепловых станций (ТС) или насосно-тепловых станций (НТС), оптимальные Тн и Тк , расстановка станций по трассе, прочностные расчеты, подбор оборудования .- задачи, которые решаются параллельно и взаимосвязанно. Суть предлагаемого метода поясним на горизонтальном (равнинном) трубопроводе (рис.7) с совмещенными насосно-тепловыми станциями. При однородном грунте расстояния между НТС одинаковы (отрезки OA=AB=BC), при однотипном насосном оборудовании напоры Нст на всех станциях также одинаковы. При этих условиях линия падения напора и изменения температуры по длине каждого перегона будут идентичными. Очевидно, что хорды, стягивающие начало и конец линии падения напора Н на. каждом перегоне, будут параллельны между собой, и угол наклона данной хорды будет отображать какой-то средний гидравлический уклон iср . Другими словами, можно построить гидравлический треугольник как для обычного изотермического трубопровода. Если продолжить хорды до начального сечения трубопровода, то они отсекут отрезки 2Нст , 3Hст и т.д. (если станций больше). Эти несложные построения показывают, что для горизонтального трубопровода , проложенного в однородном грунте, для расстановки станций по трассе можно использовать метод Шухова, основанный на среднем гидравлическом уклоне iср.

Для рельефного трубопровода расстояния между станциями будут различными, что влечет за собой и разные температурные зависимости, и разные зависимости изменения напора по длине и это обстоятельство необходимо учитывать. Предлагается следующая последовательность решения поставленной задачи.

1. Исходя из вышеизложенных рекомендаций принимаются ориентировочные значения Тн и Тк .

2. По формуле (26) определяется температура Ткр, соответствующая переходу турбулентного режима течения в ламинарный (и наоборот). Сопоставляя найденное Ткр с выбранными Тн и Тк , устанавливаем количество возможных режимов течения. Если Тн > Ткр > Тк то в начале будет турбулентный режим течения, а на конечном участке перегона- ламинарный. Если Ткр > Тн - режим течения по всей длине перегона ламинарный. Если Ткр < Тк -режим течения по всей длине перегона турбулентный.

Рис. 7. Расстановка насосно-тепловых станций по трассе “горячего“ горизонтального трубопровода

3. Определяем длину перегона L между тепловыми станциями (пунктами подогрева) по формуле (24). При Ткр = Тк данная формула пригодна для турбулентного режима а при Ткр = Тн - только для ламинарного. При двух режимах из (21) или из (23) определяем длину турбулентного участка LТ Величина ( L - LT) представляет собой длину ламинарного участка.

4. Находим необходимое число пунктов подогрева

Как правило , nт получается дробное.

5. По формулам (35)…(39) определяем потери напора на трение h на одном перегоне между пунктами подогрева.

6. Определяем полные потери напора для всего трубопровода

где ?Z=Zк - Zн - разность нивелирных отметок конца и начала трубопровода. Знак приближения поставлен потому, что nт дробное.

7. По расчетному расходу по характеристике подбираем тип наcoca, обосновываем схему соединения. Тогда расчетный напор станции будет

Здесь mн - число последовательно соединенных центробежных насосов, каждый из которых при расчетной подаче развивает напор hмн . При этом необходимо проверить толщину стенки трубы на прочность, исходя из рабочего давления станции



где hпн - напор, развиваемый подпорными станциями;

с - плотность перекачиваемой жидкости.

Если прочность трубы не обеспечивается, то надо увеличить толщину стенки трубы, либо взять более прочный материал, либо уменьшить Hст путем применения сменного ротора, или обточки рабочих колес, или заменой насоса.

8. Находим необходимое число насосных станций

n , как правило, тоже получается дробным числом.

9. Расположение насосных и тепловых станций по трассе покажем на конкретном примере (рис.8). Пусть в результате расчета получилось n=3,5 и nт =5,4. Округление n лучше сделать в большую сторону, так как при этом превышение допустимых значений температур будет менее вероятным. Примем n=4. Округление nт сделаем после расстановки насосных станций. Вычисляем усредненное значение гидравлического уклона

Построим треугольник гидравлического уклона. Выделим отрезок в масштабе длин, равный, например, 100 км ( ab = 100 км, см. рис. 6).



Рис. 8. Расстановка НТС и ТС по трассе рельефного трубопровода ( подпоры не показаны )

Вычислим потери напора на трение на этом отрезке

В масштабе высот отложим ac=h100 ; точки b и c соединим прямой. Угол Ь ( будет определять положение линии падения напора с учетом разных масштабов длин и высот. Аналогично можно определить и угол наклона Ь для линии падения напора по трассе трубопровода, изображенного на рис.7. Сам гидравлический треугольник в целях экономии площади чертежа обычно не строят. Достаточно знать Ь с учетом масштабов. Построение производят, следующим образом. В начале трубопровода в масштабе высот откладываем Нст . Из этой точки под углом Ь проводим прямую до пересечения с профилем. В точке пересечения по вертикали опять откладываем Нст и под углом Ь проводим прямую до пересечения с профилем. Процедура повторяется до тех пор, пока не дойдем до конца трубопровода. В данном конкретном случае точки 1,2,3 указывают местоположение промежуточных насосных станций. Как видим, расстояния между насосными станциями существенно отличаются. Это является следствием существенной разницы в нивелирных высотах. Z .

10. Сравниваем среднее расстояние между тепловыми станциями L с полученными длинами между насосными станциями ( L1 ,L2 ,L3 и L4 ). Допустим, получилось, что L1 ,L3 и L отличаются не очень существенно. Поэтому принимаем, что на первом и третьем перегонах между насосными станциями будет по одному пункту подогрева, т.е. головную и вторую промежуточную насосные станции делаем совмещенными с тепловыми (НТС). Видим, что перегоны L2 и L4 превышают L примерно в два раза. Поэтому на этих перегонах между исходными станциями ставим по две тепловые станции, в начале пеperона тепловые станции совмещаем с насосными, а просто тепловые станции ставим посредине перегонов L2 и L4 . Таким образом, округление nт сделали тоже в большую сторону. В итоге получили следующие станции: головная насоснотепловая станция ГКГС, перш. промежуточная насоснотепловая станция НТС - 1, вторая промежуточная тепловая станция ТС - 2, третья промежуточная насоснотепловая станция НТС-3, четвертая промежуточная насоснотепловая станция НТС-4, пятая промежуточная тепловая станция ТС 5, конечный пункт КП. Конечно, можно было и не совмещать насосные станции с тепловыми, но в одном случае могли быть не обеспечены нормальные условия всасывания для центробежных насосов. С другой стороны, совмещение НС и ТС обходится дешевле и при строительстве, и при эксплуатации.

2. Так как длины перегонов между пунктами подогрева получились разными, то необходимо сделать корректировку Тн и Тк для итого перегона. Для первого перегона между насосными станциями на основании (24), (35), (38), и (39) можно написать слдующую систему ( см. рис. 8 ):



Значения длин и нивелирных отметок берутся с профиля ( рис. 8 ).Данное трансцендентное уравнение лучше всего решать графически, в результате найдем ТН1 и Тк1 для первого перегона L1 .

На втором перегоне между НС два пункта подогрева, поэтому систему уравнений составляем для каждого теплового перегона.

Для первого теплового перегона

Для второго теплового перегона

Поскольку насосная станция работает на два тепловых перегона, то располагаемый Нст делим пополам и расстояние между НС делим также пополам ( l2 /2 ).

Аналогично определяются начальные и конечные температуры по каждому тепловому nepeгону.

12. Строим график суммарных затрат на перекачку и подогрев (рис. 6), и для каждого теплового перегона находим оптимальные значения Тн и Тк . Если оптимальные значения существенно отличаются от найденных выше, то рассматриваем другие варианты округления n и nт и повторяем все расчеты. В общем случае приходится рассматривать несколько вариантов округления и к строительству ( эксплуатации) рекомендуется вариант с наименьшими отклонениями температур от оптимальных значений.

Тепловые станции на трассе, если нет поблизости крупных населенных пунктов, строить не выгодно, так как состав персонала мал, а всё объекты соцкультбыта (клубы, школы, ясли, бани, магазины и т.д.) иметь надо. Поэтому часто оказывается целесообразным применение тепловой изоляции с целью удлинения теплового перегона и ликвидации промежуточных пунктов подогрева. Необходимую толщину тепловой изоляции определим следующим образом. К примеру, решили убрать ТС 2 (см. рис. 8) . В этом случае изменение температуры будет определяться пунктирной линией. Чтобы обеспечить такой температурный закон необходимо уменьшить коэффициент теплопередачи посредством нанесения тепловой изоляции. Для подземных теплоизо-лированных трубопроводов kл ? kт ? k , так как термическое сопротивление изоляции велико в сравнении с другими составлявющими. В формулах (38) и (39) величиной kдр /Ь1 можно пренебречь вследствие малости. При этих допущениях на основании (35... 39) можно записать

Приняв рекомендуемые значения Тн и Тк , предварительно определив Ткр , из последнего выражения найдем рекомендуемое расчетное значение коэффициента теплопередачи k .

Выбрав тип изоляции, на основании (27) и (31) имеем



где Dиз - наружный диаметр изоляции;

DН - наружный диаметр трубы;

лИЗ - коэффициент теплопроводности изоляции.

Имея в виду, что Dиз = DН + дИЗ , найдем необходимую толщину изоляции.

5. Увеличение пропускной способности "горячих" трубопроводов

Увеличение пропускной способности "горячих" трубопроводов может быть достигнуто прокладкой лупинга, изменением температурного режима (увеличением температуры подогрева Тн ; применением тепловой изоляции), удвоением числа станций (насосных, тепловых и насосно-тепловых) ; комбинированным способом .

В общем случае составляется система уравнений на базе соотношений (21….26) и (35.....39) до увеличения пропускной способности и после увеличения пропускной способности, и методом последовательных приближений находится возможное увеличение Q, для выбранного способа. Так как вычисления довольно громоздкие, то их целесообразно проводить на ЭВМ. Следует также отметить, что ни один из вышеперечисленных способов в чистом виде не проявляется, так как во всех случаях наблюдается изменение температурного режима. Рассмотрим, в основном, качественную картину действия некоторых способов увеличения пропускной способности.

Лупинг. Исходя из надежности работы теплообменников и насосов Тн и Тк примем постоянными. Если лупинг длиной ХЛ поставим в начале перегона, то на параллельном участке темп снижения температуры будет выше, так как по каждой нитке расход будет меньше в сравнении с вариантом без лупинга (на рис.9 вариант без лупинга показан пунктирной линией). На одиночном участке длиной ( L - Хл ) темп снижения температуры меньше в сравнении с пунктирной линией за счет увеличенного расхода и в конце будем иметь Тк .Если по заштрихованной площади найти среднюю температу ТСР2 , то она окажется меньше ТСР0 ,(без лупинга). Следовательно, постановка лупинга в начале снижает температуры, увеличивает гидравлическое сопротивление и, если нет возможности увеличить НСТ , то пропускная способность может даже уменьшится в сравнении с вариантом без лупинга. Постановка лупинга в конце перегона уменьшает темп падения температуры за счет увеличения расхода и резкое снижение температуры будет на лупингованном участке. Получаем очевидное соотношение ТСР1 > ТСР0 > ТСР2 .

Следовательно, гидравлическое сопротивление при постановке лупинга в конце перегона будет наименьшим, т.е. должно быть наибольшее увеличением пропускной способности. На рис.9 показан пример, когда диаметр лупинга принят равным диаметру магистрали. В этом случае в параллельных нитках расходы будут равны, и законы изменения температуры тождественны. Если диаметры лупинга и магистрали разные, то расходы в нитках будут также разные и температуры в конце лупинга будут также разные ( Т1ЛК и T2ЛК или T1К T2К )

Определим возможную степень увеличения пропускной способности системы при сооружении лупинга такого же диаметра как магистраль в начале перегона (для любого режима течения).

На основании (19) параметры перегона до увеличения пропускной способности будут связаны между собой как



Рис. 9. Влияние местоположения лупинга натемпературный режим трубопровода

Рис. 10. Применение тепловой изоляции

Когда построим лупинг, то пропускная способность может увеличиться с Q0 до Q ( Q > Q0 ), В этом случае на основании (19) для лупингованного участка будем иметь. напор трубопровод насосный станция

а для участка ( L - XЛ )



Объединяя два последних выражения, получим

Сравнивая с исходным выражением, найдем

Откуда возможная степень увеличения пропускной способности

Нетрудно показать, что точно такое же выражение получим и для случая, если лупинг поставить в конце перегона.

Таким образом, при неизменных TН и ТК наименьшее гидравлическое сопротивление будет при постановке лупинга в конце перегона, а степень увеличения пропускной способности от местоположения лупинга не зависит. Если же принять условие, что развиваемый напор станции НСТ остается постоянным то выдержать неизменными обе температуры невозможно. Целесообразно в этом случае лупинг поставить в конце перегона, зафиксировать Тк , а Тн и Q найти из системы уравнений при НСТ = const.

Применение тепловой изоляции. В предыдущем разделе тепловая изоляция использовалась с целью ликвидации промежуточной ТС что можно рассматривать тоже как способ увеличения пропускной способности. Если необходимо незначительно увеличить Q. при неизменных напоре НСТ , и Тн (рис. 10), то нанесением тепловой изоляции можно уменьшить теплопотери, т.е. снизить гидравлическое сопротивление. В результате при НСТ =const пропускная спо- собность вырастет. Необходимую толщину тепловой изоляции можно найти следующим образом, Так как расход Q должен вырасти, то TКР будет уже другой (см. 26); по этой же причине изменится и TК . Для теплоизолированного трубопровода можно принять kЛ ? kТ ? k .

Таким образом, на основании (24), (26) и (63) при заданном Q ; получим одно трансцендентное уравнение с одним неизвестным» " k " вида.

Приближенными методами находим значение " k " , и по (64) определяем необходимую толщину изоляции

Удвоение числа пунктов подогрева (рис. 11). Так как ?Z на изменение температуры не влияет, то промежуточную ТС ставим примерно, посредине перегона в удобном месте (например, точка А). Другими словами, тепловой перегон разделили на два и дальнейший расчет надо вести с учетом этого, т.е. в температурных зависимостях (24) надо ставить новую длину теплового перегона (если разделение произведено строго пополам, то вместо L надо ставить L/2). В общем случае температуры в конце новых тепловых перегонов ( Т1К и Т2К ) могут быть разными, так как ( ZЛ - ZН ) ? ( ZK - ZЛ ), т.е. активный напор HСТ , вследствие этого, не будет делиться пополам по новым тепловым перегонам. Исключая из (35) Т1К ,Т2К ,ТКР при известных TН и HСТ , на основании (24), (26) и (36....39) расчетное уравнение для нахождения Q. после удвоения ТС будет

При этом принято, что КЛ и КТ не меняются (точнее мало меняются) с изменением расхода. h1 (Q) и h2(Q) - потери напора на трение соответственно на первом (до точки А) и втором (после точки А) тепловых перегонах.

Удвоение НС (рис. 3), Поступая аналогично предыдущему случаю, получим следующее расчетное уравнение для нахождения Q после удвоения НС:

Найдя одним из приближенных способов Q , построим линию падения напора при удвоенном напоре НС ( 2НСТ ). Затем из точки НСТ проводим эквидистантно линию падения напора на первом перегоне. Точка А определяет местоположение дополнительной НС. Из графика видно, что на новой НС температура нефти достаточно низкая. Поэтому надо проверить возможность работы новой НС при высоких значениях вязкости проходящей нефти.

Удвоение НТС (рис. 13). Промежуточную новую НТС располагаем примерно по середине теплового перегона в удобном месте (точка А) и измеряем длины новых перегонов и нивелирную отметку точки А. На основании (24), (26) и (36... 39) для первого нового перегона составим расчетное уравнение

Рис. 11. Удвоение числа пунктов подогрева



из которого при заданном TН приближенным способом находим возможную пропускную способность Q . Найденное Q используем для составления расчетного уравнения для второго нового перегона

Рис. 12 Удвоение НС ( подпоры не показаны )

Рис. 13. Удвоение НТС ( подпоры не показаны )

Приняв TН или Т2К , руководствуясь рекомендациями, найдем вторую температуру ( Т2К или Тн ) при значении Q, определенном для первого перегона. Если найденные температуры выходят за пределы допустимых, то расчет в описанном порядке начинают со второго перегона. Сначала определяют Q для второго перегона при допустимом значении ТН , затем при найденном Q для первого перегона находят ТН Т2К .

Все рассмотренные способы увеличения пропускной способности „горячих" трубопроводов излагались применительно к одному тепловому перегону. Следовательно, для магистрального "горячего” трубопровода необходимо согласование расчетных данных по перегонам прежде всего необходимо согласовать расчетное значение Q , обычно принимают наименьшее значение из всех Q и производят перерасчет остальных параметров ( ТН и ТК ).

Комбинированный способ увеличения пропускной способности применяется в тех случаях, когда заданная степень увеличения пропускной способности существенно отличается в большую сторону от расчетного значения избранного способа увеличения. Например необходимо увеличить пропускную способность на 60 %. Удвоение НТС обеспечивает (по расчету) рост пропускной способности на 48 %.Тогда расчет производится в два этапа: на первом этапе определяется возможная пропускная способность по избранному варианту (например, удвоение НТС); на втором этапе производится увеличение пропускной способности каким-то другим способом (например, лупинг или использование тепловой изоляции и т.п.).

Во всех случаях возможно несколько вариантов увеличения пропускной способности. К реализации рекомендуется вариант с наилучшими технико-экономическими показателями.

6. Особые режимы "горячих " трубопроводов

Наиболее сложными и ответственными операциями при эксплуатации "горячих" трубопроводов являются их заполнение, остановка и последующий пуск.

Перед началом закачки вязкой нефти вновь построенный нефтепровод заполнен холодной водой после опрессовки. Если вытеснять эту воду горячей вязкой нефтью, то нефть будет быстро остывать, вязкость ее сильно повысится, и в результате чрезмерного возрастания потерь напора произойдет остановка перекачки и закупорка трубопровода. Поэтому магистральные трубопроводы заполняют вязкой нефтью, как правило, после их предварительного прогрева.

Применяют следующие способы прогрева системы трубопровод-грунт: прямой, обратный, челночный и встречный (рис.14).

Рис. 14. Изменение температуры теплоносителя по длине участка и во времени при различных способах прогрева

При прямом прогреве нагретая до необходимой температуры маловязкая жидкость-теплоноситель закачивается в трубопровод насосами головной перекачивающей станции. Температура трубы и окружающего её грунта постепенно повышается. В результате новые порции маловязкой жидкости приходят на конечный пункт со все более высокой температурой. Процесс продолжается до тех пор пока температура системы не станет достаточной для закачки вязкой нефти в трубопровод без опасения его "замораживания". Недостатком прямого прогрева является потребность в значительном количестве маловязкой жидкости. Обратный прогрев применяют, когда на головном пункте отсутствуют источники маловязкой жидкости, а обвязка насосных станций позволяет вести обратную перекачку. В этом случае конечные участки трубопровода будут иметь более высокую температуру, чем начальные. При последующем заполнении трубопровода горячей вязкой нефтью на начальных участках её тепло будет расходоваться на прогрев грунта. Поэтому возможно чрез-мерное охлаждение нефти и закупорка трубопровода. Это самый нежелательный способ прогрева. Челночный прогрев заключается в том, что греющую жидкость закачивают в трубопровод сначала в прямом, затем в обратном направлении, снова в прямом, снова в обратном и, т.д. Время челночного прогрева больше, чем прямого за счет продолжительности обратных перекачек. Однако при этом способе сокращается потребность в жидкости-теплоносителе, а средняя по длине температура системы получается более высокой. Сущность встречного прогрева заключается в том, что теплоноситель закачивают одновременно с двух сторон - с начала и с конца прогреваемого участка трубопровода. Где-то около середины участка производится сброс теплоносителя. Прогрев системы этим способом достигается быстрее всего, но надо решить вопрос о том, куда сбрасывать тепло-носитель ( чтобы не загрязнять окружающую среду, в частности).

В качестве теплоносителя может использоваться вода или маловязкая нефть. Выбор способа прогрева системы труба-грунт обосновывается технико-экономическими расчетами.

При заполнении трубопровода вязкой нефтью необходимо обеспечить такую производительность ее закачки, при которой к моменту полного вытеснения теплоносителя из трубы потери на трение не превышали бы возможностей насосных станций. Характер изменения потерь напора ( а следовательно, и напора, развиваемого насосной станцией ) и конечной температуры вязкой нефти при пуске нефтепровода изображен на рис.15. При времени заполнения ф0 ?ф0 вязкая нефть вытесняет теплоноситель из трубопровода. В результате увеличения площади её контакта со стенкой потери напора на трение постепенно возрастают, достигая максимума в момент завершения фазы вытеснения. При дальнейшей перекачке новые порции нефти приходят на конечный пункт со все более высокой температурой, т.к. система трубопровод-грунт постепенно прогревается. В результате этого потери нanopa на трение уменьшаются. Величины TК (ф) и H(ф) , изменяясь во времени, постепенно приближаются к своим значениям Tк? и Н? при стационарных условиях перекачки.

Остановки перекачки по "горячим" трубопроводам связаны с авариями, необходимостью выполнения ремонтных работ, перебоями в поставках нефти. Остановки могут быть вызваны и недогрузкой нефтепроводов, вынуждающей эксплуатировать их при пониженной производительности, которая не может быть меньше некоторой минимальной величины. Отсюда вытекает необходимость циклической эксплуатации "горячих" трубопроводов, при которой часть времени нефтепровод работает с полной загрузкой, а на остальное время перекачка прекращается.

При остановках перекачки вязкая нефть постепенно остывает, её вязкость повышается, а потери напора при возобновлении перекачки резко возрастают. Они максимальны в момент пуска трубопровода, когда весь он заполнен остывшей нефтью (рис.16). По мере замещения остывшей нефти разогретой потери на трение в трубопроводе быстро уменьшаются. После вытеснения из трубопровода всей остывшей нефти темп снижения потерь на трение снижается, а само уменьшение H связано с прогревом системы труба-грунт горячей нефтью. По мере снижения величины H происходит её ассимптотитеческое приближение к потерям напора при стационарном режиме перекачки.

Продолжительность остановки "горячего" нефтепровода должна быть такой, чтобы максимальные потери напора при пуске Hmax не превышали напора, развиваемого насосами, а также прочности труб. В противном случае произойдет "замораживание" трубопровода, ликвидация которого связана со значительными потерями нефти и большими затратами. Максимальное время по истечении которого возобновление перекачки вязкой нефти происходит без осложнений, т.е:

Рис. 15. Изменение потерь на трение и температуры нефти в конечном сечении трубопровода при его заполнении вязкой жидкостью в процессе пуска

Рис. 16. Изменение потерь на трение во времени при возобновлении перекачки после остановки

потери на трение не превышают возможностей насосной станции, называется безопасным временем остановки “горячего” трубопровода. Оно определяется по формуле (56). Если фактическое время остановки превышает безопасное, то вязкая нефть должна быть вытеснена из трубопровода маловязкой незастывающей жидкостью (нефтью, нефтепродуктом, водой).

Вытеснение из трубопровода вязкого продукта маловязким стремятся вести с максимально возможным расходом. Его величину ограничивает максимально допустимый по условиям прочности нефтепровода и оборудования напор на выходе насосной станции Нmах или максимальная подача насосов Qmax (рис.17). В общем случае процесс вытеснения вязкой нефти можно разбить на два этапа. В течение первого из них напор поршневых насосов ограничивают его максимально допустимым значением ( Нmах ). Расход Q в это время по мере увеличения длины участка, занятого маловязкой жидкостью, увеличивается. Первый этап вытеснения заканчивается в момент, когда расход достигает максимально возможной подачи насосов Qmax . Далее начинается второй этап вытеснения, в течение которого насосы закачивают вытесняющую жидкость в трубопровод с постоянным расходом Qmax . Поскольку при этом длина трубопровода занятая маловязкой жидкостью, возрастает, то его гидравлическое сопротивление и соответственно, развиваемый насосами напор уменьшается.

Возможны два частных случая. Если при максимально возможной подаче насосов напор на выходе станции не превышает максимально допустимого (рис. 17 б), то отсутствует первый этап вытеснения. Этот случай имеет место при небольшой длине трубопровода и малой вязкости вытесняемого продукта. Если же потери напора в трубопроводе. заполненном одной маловязкой жидкостью, при максимально возможной подаче насосов превышают максимально допустимый напор, то отсутствует второй этап вытеснения (рис. 17 в). Этот случай характерен для трубопроводов большой протяженности.



Рис. 17. Изменение потерь напора и расхода в процессе вязкой жидкости маловязкой:

а - общий случай; б, в - частные случаи

Стационарна система обнаружения утечки нефти и нефтепродуктов в трубопроводе и отключения электронасосной установки

Авторы патента:

Матвеев Юрий Алексеевич (RU)

Варнаков Валерий Валентинович (RU)

Антонова Анастасия Игоревна (RU)

Бутузов Алексей Александрович (RU)

Мулгачев Андрей Юрьевич (RU)

F17D5/02 - для наблюдения, предотвращения или обнаружения утечек

Предлагаемая полезная модель наиболее применима при транспортировании нефти и нефтепродуктов в магистральных и технологических трубопроводах.

Решение указанной задачи достигается тем, что на трубопроводе по участкам датчики давления и счетчики жидкости соединены линиями связи с клеммами электронного блока приема сигналов и персональным компьютером, а также тем, что датчики давлений оборудованы двумя контактными пластинами, которые линиями связи соединены с реле отключения электронасосной установки и закрытия задвижек с электрическим приводом.

...