Характеристика “горячего” трубопровода

 

Характеристика “горячего” трубопровода на участке - между пунктами подогрева описывается традиционным уравнением

.

Что мы можем сказать о ней? То, что на графике в координатах “Н - Q” она должна находиться между характеристиками данного трубопровода, построенными для случая изотермической перекачки с температурами Т_о и Т_н.

Численные расчеты выявили несколько неожиданную картину: оказалось, что на кривой “H - Q” “горячего” трубопровода имеются местные максимум и минимум (рис. 2.16). В.И. Черникин, впервые исследовавший эту характеристику, дал следующее объяснение ее поведению.

При малых расходах температура закачиваемой в трубопровод нефти быстро снижается до Т_о. В результате средняя температура на перегоне между пунктами подогрева близка к температуре окружающей среды. Соответственно, характеристика “горячего” трубопровода практически совпадает с характеристикой при изотермической перекачке при Т_о = const. С увеличением расхода средняя температура нефти на перегоне между пунктами подогрева возрастает и отклонение между характеристиками увеличивается. При некотором расходе Q_I потери напора в “горячем” трубопроводе достигают наибольшей величины.

Дальнейшее увеличение расхода приводит к уменьшению потерь на трение. Это явление объясняется тем, что, начиная с расхода Q_I, происходит заметное увеличение средней температуры Т_ср нефти. Поскольку эти температуры соответствуют крутопадающей ветви вискограммы, то увеличение расхода сверх Q_I приводит к значительному уменьшению средней вязкости нефти. В результате в формуле

Лейбензона величина произведения с увеличением расхода уменьшается.

 

 

Такое поведение характеристики “горячего” трубопровода сохраняется только до величины расхода равного Q_II. Дело в том, что хотя с увеличением расхода средняя температура нефти на перегоне продолжается расти, но при Q > Q_II темп роста Т_ср замедляется. Кроме того, в этой области температур вязкостно-температурная характеристика нефти выполаживается. В связи с этим увеличение расхода сверх Q_II не приводит к столь значительному уменьшению средней вязкости нефти, как при Q_I < Q < Q_II. Поэтому при Q > Q_II величина произведения Q^2-m× растет пропорционально увеличению расхода и соответственно потери напора также увеличиваются. Так как при больших расходах средняя температура нефти на перегоне приближается к начальной Т_н, то характеристика “горячего” трубопровода стремится к изотермической при Т_н = const.

В зависимости от расхода в трубопроводе имеют место различные режимы течения. Критические значения расходов определяются следующим образом.

Расход Q_крI, при котором во всем трубопроводе будет иметь место только ламинарный режим, найдем из условия, что Т_н = Т_кр. Принимая во внимание, что Т_кр описывается формулой (1), после простых преобразований получим

,

то есть это расход, соответствующий скачку потерь напора при смене ламинарного режима турбулентным в случае изотермической перекачки нефти с температурой Т_н = const.

Расход , при котором во всем трубопроводе будет иметь место только турбулентный режим перекачки, найдем из условия, что Т_к = Т_кр. Заменяя величину формулой (2.14), а величину Т_кр формулой (2.19), получим

.

Данное уравнение решается относительно методом последовательных приближений.

При в трубопроводе имеет место смешанный режим течения.

На характеристике “горячего” трубопровода резкий переход из ламинарного режима в турбулентный отсутствует. Это объясняется тем, что при изотермической перекачке переход из одного режима в другой с увеличением расхода происходит сразу по всей длине трубопровода, а при “горячей” перекачке, в общем случае оба режима имеют место в трубопроводе одновременно. С увеличением расхода возрастает длина участка с турбулентным течением и сокращается длина участка с течением ламинарным.

Расходами Q_I и Q_II весь диапазон возможных производительностей делится на три зоны (I, II и III). Зона I никак не может быть рабочей поскольку расходы перекачки в ней очень малы, нефть имеет низкую температуру и поэтому произведенные затраты на ее подогрев практически бесполезны.

В какой же из двух - II или III зоне - должна находиться рабочая точка? Для ответа на этот вопрос проследим как изменяется положение характеристики “горячего” трубопровода в зависимости от различных факторов, а именно 1) вязкости нефти; 2) полного коэффициента теплопередачи; 3) начальной температуры нефти и 4) температуры окружающей среды.

Как видно из рис. 2.17, любое ухудшение условий перекачки, а именно: 1) переход на перекачку нефти большей вязкости (увеличение крутизны вискограммы), 2) длительные дожди или таяние снегов (увеличение полного коэффициента теплопередачи), 3) уменьшение начальной температуры нефти (вследствие отказа части печей подогрева) или 4) уменьшение температуры окружающей среды (резкое похолодание) приводят к тому, что характеристика трубопровода занимает более высокое положение.

 

 

II

 

 

 

 

Чем это грозит? Проследим это на совмещенной характеристике “горячего” трубопровода и насосной станции (рис. 2.18).

 

 

 

Пусть первоначально характеристика трубопровода занимала положение 1, а после ухудшения условий перекачки заняла положение 2. Если характеристика насосных станций занимает положение 3, то при этом рабочая точка перемещается из А₁ в А₂, т.е. в зону малых расходов, где работа трубопровода опасна, т.к. из-за низких температур перекачки любая остановка трубопровода грозит его “замораживанием”. При восстановлении прежнего положения характеристики трубопровода рабочей станет точка А₃. Чтобы попасть назад в т. А₁ надо либо включить дополнительные насосы для преодоления пикового напора на характеристике трубопровода, либо понизить величину пикового напора подкачкой маловязкой нефти или увеличением начальной температуры высоковязкой нефти.

Как видно, работа “горячего” нефтепровода во II зоне его характеристики является неустойчивой, т.к. существует постоянная опасность самопроизвольного перехода рабочей точки в I область. При этом если и не произойдет “замораживание” трубопровода, то для восстановления производительности придется приложить много усилий.

Иначе дело обстоит, если характеристика насосных станций занимает положение 4. В этом случае первоначально рабочей является т. В₁, а после ухудшения условий перекачки т. В₂. Как только характеристика трубопровода вернется в первоначальное положение, рабочая точка автоматически переместится из т. В₂ в т. В₁. Таким образом, при работе “горячего” трубопровода в III зоне характеристики никаких проблем с его эксплуатацией не возникает. Все “горячие” трубопроводы работают с расходами Q > Q_II.

В связи с вышесказанным рассмотренные области характеристики “горячего” трубопровода получили следующие названия: I - зона малых расходов; II - зона неустойчивой работы трубопровода; III - рабочая зона.

Вернемся теперь к рис. 2.17, иллюстрирующем влияние различных факторов на положение характеристики “горячего” трубопровода.

Из рис. 2.17, а видно, что с увеличением коэффициента крутизны вискограммы зона его неустойчивой работы увеличивается, охватывая больший диапазон расходов. В связи с этим эксплуатация “горячих” трубопроводов, транспортирующих высоковязкие нефти, сопряжена с большими трудностями, чем таких же трубопроводов при перекачке нефтей средней вязкости.

Из рис. 2.17, б следует, что зона неустойчивой работы существует при всех значениях полного коэффициента теплопередачи. С увеличением К она охватывает все больший диапазон расходов. Отсюда можно сделать вывод, что в летнее время вследствие уменьшения К устойчивость работы нефтепровода повышается. В весеннее и осеннее время происходит обратное явление: вследствие увлажнения грунта величина полного коэффициента теплопередачи 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 во избежание остановки “горячих” трубопроводов целесообразно перейти на перекачку менее вязкой нефти или повысить начальную температуру высоковязкой нефти. Это приведет к увеличению расхода и сделает работу трубопровода более устойчивой.

С повышением начальной температуры нефти (рис. 2.17, в), как и следовало ожидать, потери напора на трение резко уменьшаются. Наоборот, значительное понижение Т_н немедленно приводит к переходу рабочей точки в I зону характеристики, т.е. практически означает его остановку. Наиболее чувствительна к изменению Т_н рабочая III зона характеристики. С повышением Т_н диапазон расходов, соответствующий зоне неустойчивой работы, увеличивается. При сравнительно низких температурах подогрева зона неустойчивой работы на характеристике “горячего” нефтепровода исчезает и его работа становится устойчивой во всем диапазоне расходов.

С понижением температуры окружающей среды (рис. 2.17, г) происходит сравнительно небольшое увеличение потерь напора на трение в рабочей зоне характеристики и чрезвычайно сильное в области малых расходов (I и начало II зоны). Это объясняется сильным охлаждением медленно движущейся нефти на перегонах между пунктами подогрева, в результате чего она приобретает температуру близкую к температуре окружающей среды. Поэтому с наступлением зимних холодов, особенно при продолжительных сильных морозах “горячие” нефтепроводы необходимо эксплуатировать при максимальных расходах, не допуская остановок. С понижением Т_о область расходов, соответствующая II зоне, увеличивается. При достаточно высоких Т_о эта зона исчезает и нефтепровод работает устойчиво при любых расходах. Это явление характерно для летнего периода работы.

Если по тем или иным причинам “горячий” нефтепровод перешел на работу во II зону, его можно перевести в III 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 расхода и начальной температуры нефти.

Когда нельзя обеспечить непрерывную перекачку по “горячим” нефтепроводам с достаточно высокими расходами прибегают к их циклической эксплуатации. Ее сущность заключается в том, что некоторое число дней трубопровод эксплуатируют с проектной пропускной способностью, которая обеспечивает нормальный тепловой режим и гидравлические потери в пределах возможностей насосной станции, а некоторое число дней перекачку по трубопроводу не производят. Применение циклической перекачки требует увеличения резервуарной емкости на головных сооружениях, вытеснения высоковязкой нефти из трубопровода при длительных остановках маловязкой жидкости и ряда других мер. Но в ряде случаев это экономически выгоднее, чем строить дополнительные пункты подогрева или насосные станции.

2.3.6. Определение числа и расстановка станций на “горячем”

Трубопроводе

 

Расчетное число пунктов подогрева равно отношению полной длины трубопровода L к расчетному расстоянию между ними , т.е. . Если принять для простоты К_л» К_т = К (что идет в запас расчета), то

 

и соответственно

. (2.30)

Из данного выражения следует, что расчетное число пунктов подогрева при прочих равных условиях прямопропорционально полному коэффициенту теплопередачи и площади поверхности трубопровода pDL, а также обратнопропорционально массовому расходу нефти M.

Расчетное число насосных станций n¢ находится как отношение полных потерь напора к напору одной станции, т.е.

. (2.31)

Алгоритм расчета n¢ следующий:

1) определяют расчетное число пунктов подогрева ;

2) находят критическую температуру нефти Т_кр при проектном расходе;

3) вычисляют протяженность участков с турбулентным l_т и ламинарным l_л режимами течения нефти;

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

5) находят n¢.

Найденное число насосных и тепловых станций округляется до целых чисел (N_тс и n соответственно). Округление числа станций лучше производить в большую сторону, т.к. это ведет к повышению надежности работы “горячих” трубопроводов в особых случаях (остановка станций, пуск трубопровода и др.).

Теперь рассмотрим, как выполнить расстановку насосных и тепловых станций по трассе “горячего” трубопровода.

Пусть по расчету получено, что n = 4 и N_тс = 8. Поскольку изменение температуры нефти не зависит от профиля трассы, то пункты подогрева предварительно распределяем по трассе равномерно, через равные расстояния (рис. 2.19).

При расстановке насосных станций мы могли бы воспользоваться методом Шухова, заменив гидравлический треугольник фигурой с параболическим характером изменения напора. Однако построить точно такую фигуру мы не можем, т.к. не знаем мест расположения насосных станций, а значит протяженности участков с турбулентным и ламинарным течением.

 

Таким образом, решение задачи расстановки насосных станций необходимо производить методом последовательных приближений. Однако даже после этой трудоемкой работы нам придется заняться уточнением мест размещения пунктов подогрева. Дело в том, что их по возможности стараются совмещать с насосными станциями, чтобы уменьшить затраты в социально-культурную сферу.

 

 

 

Рис. 2.19. Расстановка насосных станций и пунктов подогрева по трассе “горячего” трубопровода с использованием величины среднего гидравлического уклона

 

А после перемещения пунктов подогрева придется соответственно уточнять начальную и конечные температуры нефти, чтобы напора станций хватило на ведение перекачки. Стоило ли столько мучиться, определяя местоположение насосных станций?

Профессор Новоселов В.Ф. предложил упростить расстановку насосных станций, применив понятие среднего гидравлического уклона l_ср, который получается соединением концов параболы падения напора. Определяется он по формуле

.

В горизонтальном или проложенном по слабопересеченной местности трубопроводе применение i_ср не приводит к погрешностям в определении мест расположения насосных станций.

Основываясь на предложении В.Ф. Новоселова, соединим начальную А и конечную F точки трубопровода прямой линией и разделим ее на число насосных станций (в нашем случае 4). В начальной точке трубопровода откладываем напор станции Н_ст. Соединив полученную точку с точкой В, в месте пересечения с профилем получаем место расположения насосной станции № 2. Аналогично находим месторасположение остальных насосных станций.

Как видно, совпадают места расположения только головной насосной станции и первого пункта подогрева. Их объединяем в насосно-тепловую станцию НТС1. Аналогично и другие насосные станции целесообразно объединить с пунктами подогрева.

Как произвести расстановку остальных пунктов подогрева? Простейшее решение - распределить равномерно пункты подогрева на каждом перегоне между насосными станциями.

Для каждого перегона между насосными станциями справедливо уравнение баланса напоров

,

где - число пунктов подогрева на i-том перегоне.

Отсюда потери напора на участке между пунктами подогрева равны

,

а расстояние между пунктами подогрева

,

где l _i - длина i-ого перегона между насосными станциями.

Для уточнения температур Т_н и Т_к для каждого участка между пунктами подогрева необходимо решить систему уравнений

 

.(2.32)

Найденные значения Т_н и Т_к должны удовлетворять неравенствам

Т_н £ [Т_н] и Т_к ³ [T_к],

где [Т_н], [T_к] - соответственно максимально допустимая начальная и ми

нимально допустимая конечная температуры нефти в трубопроводе.

Из рис. 2.19 видно, что, если превышать первоначальное значение Т_н нельзя, такой метод приводит к некоторому увеличению числа пунктов подогрева.