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 Т_н = 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 = Т_Н = const. Наличие "горба" на ха­рактеристике "горячего" трубопровода связано с характером изме­нения произведения Q^2-m ν^m 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 ( Q_Р и Н_Р ). Естественно, что при построении совмещенной характеристики необходимо учитывать нивелирные отметки конца и начала трубопровода ∆Z =Z_К -Z_Н ( 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.

В зависимости от соотношения Т_н и Т_кр в трубопроводе наблюдаются различные режимы течения (см.рис. 4). Если Т_кр ≥ Т_н - в трубопроводе по всей длине ламинарный режим, если Т_кр ≤ Т_к - по всей длине трубопровода только турбулентный режим, если жеТ_н > Т_кр > Т_к , то на начальном участке турбулентный режим, а на оставшейся длине (где Т < Т_кр ) режим течения ламинарный. Критические значения расходов определяются следующим образом.

Q¹_кр -расход, соответствующий появлению турбулентного режима в начальном сечении трубопровода , находится из формул (25) или (26) при условии ν_кр = ν_н или Т_кр = Т_н . Например, из (25) имеем

(48)

Для нахождения Q²_кр необходимо решить систему уравнений из условия Т_кр = Т_к или L_т = L .

На основании (21) и (26) имеем

(49)

Полученную систему лучше решать графоаналитическим способом в результате решения находим Q²_кр T_к .

Исследование влияния вязкости нефти, полного коэффициента теплопередачи К , начальной температуры нефти Т_н и темпера­туры окружающей среды Т₀ на положение характеристики "горя­чего" трубопровода выполнено В. К. Черникиным (рис.5). Из рис. 5а видно, что с увеличением коэффициента крутизны вискограммы (а, следовательно,и вязкости нефти) зона неустойчивой работы "горяче­го" нефтепровода увеличивается, охватывая больший диапазон рас­ходов. Потому эксплуатация "горячих" трубопроводов, транспортирущих высоковязкие нефти, сопряжена с большими трудностями, чем таких же трубопроводов при перекачке нефтей средней вязкости. Из рис. 5б следует, что зона неустойчивой работы существует при всех значениях К. С увеличением полного коэффициента теплопередачи она имеет место во все большем диапазоне расходов. Отсюда можно сделать вывод, что в летнее время вследствие уменьшения К устой­чивость работы нефтепровода повышается.

Рис. 5. Влияние различных параметров на положение

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 Т_н (рис.5в), как и следовало ожидать, поте­ри напора на трение резко уменьшаются. Наоборот, значительное по­нижение Т_н неминуемо приводит к переходу нефтепровода в 1 зону характеристики, т.е. практически означает .его остановку. Наи­более чувствительна к изменению Т_н рабочая зона (3) характе­ристики. С повышением Т_н 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 Т_н , не снижая расхода;

б) увеличить напор насосов;

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

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

1.5. Оптимальная температура подогрева нефти

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

(50)

где T_н и Т_к - соответственно температура в начале и конце перегона между пунктами подогрева;

σ_м и σ_т - единичные стоимости механической (на привод насосов) и тепловой (на подогрев нефти) энергий;

η_м| и η_т -кпд насосных агрегатов и подогревательных устройств;

H - полная потеря напора на перегоне между тепловыми станциями.

В общем случае

(51)

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

;

Гидравлические уклоны i_Т и i_Л являются переменными, так как кинематическая вязкость зависит от температуры. Взаимозависимыми являются также Т_н и Т_к . 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 Т_н будет опти­мальной в том случае, когда суммарные затраты на перекачку S_M и подогрев (стоимость теплопотерь) S_T на первой (начальной) еди­нице длины трубопровода равны суммарным затратам на перекачку и подогрев на последней (конечной) единице длины трубопровода, а именно:

(52)

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 К_н соот­ветствует коэффициенту теплопередачи для турбулентного участка ( К_н= К_т ), а К_к - коэффициенту теплопередачи для лами­нарного участка ( К_к = К_Л ). Для одного режима коэффициент теплопередачи постоянен по всей длине и равен либо К_т , либо К_Л.

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

(54)

При этом если Т_кр ≥ Т ≥ T₀ , то

если Т_кр ≤ Т , то

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

Затраты тепловой энергии в любом сечении и (52) будут

(55)

При этом если Т_кр ≥ Т ≥ T₀ , то k=k_л ; если Т > T_кр то k=k_Т.

На рис. 6 S_T выражается прямой линией с разрывом, проходящей через начало координат. Произведя графическое сложение S_M и S_T , 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 Т_к .Но так как Т_н и Т_к 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 (Т_к-Т₀) , отрезок 1-3

Рис. 6. Графическое нахождение оптимальной температуры

подогрева нефти

это ( Т_кр -То ), а отрезок 1-4 - (Т_Н -Т₀ ). Измерив длины указан­ных отрезков и подставив значения их в формулу (24), найдем вели­чину exp(-a_л 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(-a_л L ) изображено отрезком 5-6. Проводя горизонтальные линии и измеряя длины соответствующих отрезков, будем вычислять соответ­ствующие значения exp (-a_л 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 T_н=T_кр =const , нижняя часть кривой соответствует ламинарно­му режиму при T_н ≠ const. Ламинарные режимы получаются также из (24) при T_кр =T_н

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

Численные значения Т_н и Т_к ограничиваются из технологичес­ких соображений. По нормам Т_н для мазутов не должна превышать 363 К (90 °С), чтобы не было закоксовывания и сильного нагарообразования в теплообменниках; Т_н для нефтей должна быть ниже температуры начала кипения с целью сохранения легких фракций; Т_н для масел колеблется в пределах 293...353 К (20…80 °С); чем легче масло, тем ниже должна быть Т_н . 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

(56)

где ;

D_H- наружный диаметр трубопровода;

Н - глубина заложения трубопровода (до оси трубы);

С_Р , ρ, λ - соответственно теплоемкость, плотность и коэффициент теплопроводности грунта;

T_ж - 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.

1.6. 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 , 3H_ст 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 i_ср.

Рис. 7. Расстановка насосно-тепловых станций по трассе

“горячего“ горизонтального трубопровода

( подпоры не показаны )

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 Т_н и Т_к .

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

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

4. Находим необходимое число пунктов подогрева

(57)

Как правило , n_т 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

(58)

где ∆Z=Z_к – Z_н - разность нивелирных отметок конца и начала трубопровода. Знак приближения поставлен потому, что n_т дробное.

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

(59)

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

(60)

где h_пн - напор, развиваемый подпорными станциями;

ρ - плотность перекачиваемой жидкости.

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

8. Находим необходимое число насосных станций

(61)

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 n_т =5,4. Округление n лучше сде­лать в большую сторону, так как при этом превышение допустимых значений температур будет менее вероятным. Примем n=4. Округление n_т сделаем после расстановки насосных станций. Вычисляем усредненное значение гидравлического уклона

(62)

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 ά ( будет определять положение линии падения напора с учетом разных масштабов длин и высот. Аналогично можно определить и угол наклона ά для линии падения напора по трассе трубопровода, изображенного на рис.7. Сам гидравлический треугольник в целях экономии площади чертежа обычно не строят. Достаточно знать ά с учетом масштабов. Построение производят, следующим образом. В начале трубопровода в масштабе высот откладываем Н_ст . Из этой точки под углом ά проводим прямую до пересечения с профилем. В точке пересечения по вертикали опять откладываем Н_ст и под углом ά 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 n_т 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 Т_н и Т_к 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 Т_Н1 и Т_к1 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 Н_ст 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 Т_н и Т_к . Если оптимальные значения существенно отличаются от найденных выше, то рассматриваем другие варианты округления n и n_т 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 k_л ≈ k_т ≈ k , так как термическое сопротивление изоляции велико в сравнении с другими составлявющими. В формулах (38) и (39) величиной kδ_р /ά₁ можно пренебречь вследствие малости. При этих допущениях на основании (35... 39) можно записать

(63)

Приняв рекомендуемые значения Т_н и Т_к , предварительно определив Т_кр , из последнего выражения найдем рекомендуемое расчетное значение коэффициента теплопередачи k .

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

где D_из - наружный диаметр изоляции;

D_Н - наружный диаметр трубы;

λ_ИЗ - коэффициент теплопроводности изоляции.

Имея в виду, что D_из = D_Н + δ_ИЗ , найдем необходимую толщину изоляции.

(64)

1.7. Увеличение пропускной способности "горячих" трубопроводов

Увеличение пропускной способности "горячих" трубопроводов мо­жет быть достигнуто прокладкой лупинга, изменением температурного режима (увеличением температуры подогрева Т_н ; 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 Т_н и Т_к примем постоянными. Если лупинг длиной Х_Л 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 - Х_л ) темп снижения температуры меньше в сравнении с пунктирной линией за счет увеличенного расхода и в конце будем иметь Т_к .Если по заштрихованной площади найти среднюю температу Т_СР2 , то она окажется меньше Т_СР0 ,(без лупинга). Следовательно, постановка лупинга в начале снижает температуры, увеличивает гидравлическое сопротивление и, если нет возмож­ности увеличить Н_СТ , 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 Т_СР1 > Т_СР0 > Т_СР2 .

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 ( Т¹_ЛК и T²_ЛК или T¹_К T²_К )

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 на

температурный 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

а для участка ( L – X_Л )

Объединяя два последних выражения, получим

Сравнивая с исходным выражением, найдем

Откуда возможная степень увеличения пропускной способности

(65)

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

Таким образом, при неизменных T_Н и Т_К 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 Н_СТ остается постоянным то выдержать неизменными обе температуры невозможно. Целесообразно в этом случае лупинг поставить в конце перегона, зафиксировать Т_к , а Т_н и Q найти из системы уравнений при Н_СТ = 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 Н_СТ , и Т_н (рис. 10), то нанесением тепловой изоляции можно уменьшить теплопотери, т.е. снизить гидравличес­кое сопротивление. В результате при Н_СТ =const пропускная спо- собность вырастет. Необходимую толщину тепловой изоляции можно найти следующим образом, Так как расход Q должен вырасти, то T_КР будет уже другой (см. 26); по этой же причине изменится и T_К . Для теплоизолированного трубопровода можно принять k_Л ≈ k_Т ≈ 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 ( Т¹_К и Т²_К ) могут быть разными, так как ( Z_Л - Z_Н ) ≠ ( Z_K – Z_Л ), т.е. активный напор H_СТ , вследствие этого, не будет делиться пополам по новым тепловым перегонам. Исключая из (35) Т¹_К ,Т²_К ,Т_КР при известных T_Н и H_СТ , на основании (24), (26) и (36....39) расчетное уравнение для нахождения Q. после удвоения ТС будет

При этом принято, что К_Л и К_Т 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 ( 2Н_СТ ). Затем из точки Н_СТ 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

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

Рис. 11. Удвоение числа пунктов подогрева

Рис. 12 Удвоение НС ( подпоры не показаны )

Рис. 13. Удвоение НТС ( подпоры не показаны )

Приняв T_Н или Т²_К , руководствуясь рекомендациями, най­дем вторую температуру ( Т²_К или Т_н ) 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 Т_Н , затем при найденном Q для первого перегона находят Т_Н Т²_К .

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 ( Т_Н и Т_К ).

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.

1.8. 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 τ₀ ≤τ₀ 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 T_К (τ) и H(τ) , изменяясь во времени, постепенно приближаются к своим значениям T_к∞ 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 H_max 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 Н_mах или максимальная подача насосов Q_max (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 ( Н_mах ). 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 Q_max . Далее начинается второй этап вытеснения, в течение которого насосы закачивают вытесняющую жидкость в трубопровод с постоянным расходом Q_max . 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.

а)

б)

в)

Рис. 17. Изменение потерь напора и расхода в процессе

вязкой жидкости маловязкой:

а – общий случай; б, в – частные случаи