Горячая перекачка. Тепловой режим магистральных трубопроводов

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

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

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

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

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

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

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

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

На смену печам Г9ПОВ в настоящее время приходят более совершенные ПТБ-10 (П - печь; Г - трубчатая; Б - блочное исполнение; 10 - номиналь­ная тепловая мощность печи, ккал/ч). Теплообменная камера печи ПТБ-10 включает каркас, теплоизоляционное покрытие, находящееся между внешней и внутренней обшивкой, змеевик, направляющую деф­лектора, камеру сгорания, трубу дымовую, клапан предохранительный (взрывной). Трубчатая печь работает следующим образом. Холодная нефть по тру­бопроводу ввода поступает в коллектор теплообменной камеры. Из коллектора нефть четырьмя потоками поступает в нижние ветви змеевиков, расположенные параллельно оси теплообменной камеры, прохо­дит по ним и собирается в выходном коллекторе. Источником тепла для нагрева нефти является топливный газ, который сжигается в камерах сгорания, расположенных вдоль оси теплообменной камеры. Раскаленные продукты сгорания с температурой 1600...1700°С через сопла-конфузоры в виде плоских струй со скоростью 100...120 м/с поступают во внутреннее пространство теплообменной камеры. Они эжектируют уже охлажденные дымовые газы из нижних боковых зон теплообменной камеры, создавая интенсивную циркуляцию продуктов сгорания, смешиваются с ними и частично охлаждаются. В результате омывание труб змеевиков производит­ся продуктами сгорания с температурой 700...900°С. В конце концов продук­ты сгорания покидают теплообменную камеру через дымовые трубы. Для защиты камеры от разрушения при сверхнормативном повышении давления служат предохранительные клапаны. Печь ПТБ-10 с номинальной мощностью 11,6 МВт рассчитана на рабо­чее давление 6,4 МПа, номинальную производительность по нефти 416,6 т/ч и обеспечивает температуру нагрева среды с 30...35 до 65°С.

Для «горячей» перекачки высоковязких нефтей и нефтепродуктов применя­ют поршневые и центробежные насосы. Поршневые насосы имеют большую высоту всасывания (6...7,5 м) и достаточно высокий коэффициент полезного действия при перекачке высоковязких жидкостей. Однако они конструктивно сложны, дороги, малопроизводительны, их подача неравномерна.

Преимущественное распространение на магистральных трубопроводах получили центробежные насосы, КПД которых при перекачке подогретых жидкостей составляет 75...80 %. Как и при транспортировке обычных неф­тей, при «горячей» перекачке наилучшей схемой технологической обвязки насосных станций является последовательная установка 2...3 рабочих и од­ного резервного агрегатов. Известно, что с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости напор, подача и КПД центробежного насоса снижаются, а потребляемая мощность возрастает. Поэтому центробежный насос лучше устанавливать после теплообменных агрегатов. Однако такое расположение в ряде случаев оказывается неосуществимым, т. к. гидравлическое сопротивление коммуникаций на вса­сывающей линии оказывается очень большим. В результате насосу не хватает подпора, и он начинает работать с кавитацией. В связи с этим на крупных нефтепроводах подпорные и основные насосы устанавливаются перед теплообмениыми аппаратами и перекачивают недостаточно нагретую нефть по­вышенной вязкости. В этом случае насос не может обеспечить паспортную подачу и напор, которые указываются для случая его работы на воде. Чтобы получить характеристику насоса при работе на вязкой нефти или нефтепро­дукте, производится ее пересчет.

В настоящее время в мире эксплуатируется более 50 «горячих» магист­ральных трубопроводов. Крупнейшим из них является нефтепровод Узень Атырау - Самара.

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

, (113)

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

, (114)

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

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

. (115)

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

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

,

то критическое значение вязкость

.

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

. (116)

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

, (117)

здесь

(118)

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

L_Л= L- L_т. (119)

Надо иметь в виду, Шу_Т и K_Т -параметр Шухова и полный коэффициент теплопередачи в турбулентном режиме не равны соответствующим параметрам Шу_Л и K_Л в ламинарном режиме, то есть из неравенства K_Т≠K_Л следует, что Шу_Т≠Шу_Л;

. (120)

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

K= K_Т.

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

K= K_Л.

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

если 0≤х<х_кр, то , (121)

если х_кр ≤х≤ L,то . (122)

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

. (123)

Полный коэффициент теплопередачи для трубопроводов зависит от внутреннего α₁ и внешнего α₂ коэффициентов теплоотдачи, а также от термического сопротивления стенки трубы, изоляции, отложений и т.п.:

; (124)

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

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

, (125)

α₂- внешний коэффициент теплоотдачи (от внешней стенки трубы к окружающую среду), δ₁ и λ₁ - толщина и коэффициент теплопроводности 1 - слоя изоляционных покрытий, δ₂ и λ₂ - толщина и коэффициент теплопроводности 2 - слоя изоляционных покрытий и т.д.

Внутренний коэффициент теплоотдачи α₁ зависит от режима течения:

, (128)

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

- в ламинарном режиме (Re₁<2000),

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

- в турбулентном режиме (Re₁≥10⁴);

(130)

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

- для турбулентного участка:

Т_ср.1= . (131)

- для ламинарного участка:

Т_ср.1= . (132)

Т_ср.2= . (133)

В нулевом приближении принимаем Т_ср.2≈Т_ср.1-20 и найдем значение α₁ нулевом приближении, затем после расчетов при помощи (133) уточняем (проверяем) значение Т_ср.2 еще раз.

Параметры Рейнольдса, Прандталя и Грасгофа равны к этим выражениям:

,

,

, (134)

β- коэффициент объемного расширения нефти, м²/с.

Внешний коэффициент теплоотдачи зависит от способа прок­ладки трубопровода. Для надземных или подводных трубопроводов α₂ рассчитывают по критериальным формулам вынужденной или свободной конвекции. Для подземных трубопроводов, проложенных на опорах, внешний коэффициент должен определяться как сумма коэффициента тепло­отдачи конвекцией и коэффициента теплоотдачи радиацией.

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

, (135)

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

-

критери Био, h₀ - глубина заложе­ния трубопровода до оси, α_в- коэффициент тепло­отдачи от поверхности грунта (снега) в воздух (α_в =(10÷18)Вт/(м²·К)),

.

Если критери Био большое и , то

. (136)

Это формула Форхгеймера.

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

, (137)

При > 1 (с точностью до 1%):

. (138)

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

, (139)

где Nu - число Нуссельта,

;

α₀ - коэффициент теплоот­дачи от поверхности грунта (снега) к воздуху, равный 12...18 Вт/(м²-К); λ_в - коэффициент теплопроводности воздуха; h_п - приведенная глу­бина укладки трубопровода, которая складывается из геометрической глубины заложения h₀ и эквивалентной глубины h_э, определяемой по выражению:

h_п = h₀+h_снλ_г/λ_сн,

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

Для подземных и особенно теплоизолированных трубопроводов при турбулентном режиме течения α₁>> α₂. Поэтому в большинстве случаев при расчете значением l/ α₁D можно пренеб­речь.

Теплофизические характеристики следует рассчитывать по фор­мулам Крего.

Для подземных магистральных трубопроводов при ламинарном режиме α₁и изменяется от 5 до 90, а при турбулентном режиме от 25 до 400 Вт/(м²·К)); α₂=(1,5÷7)Вт/(м²·К).

Если нефтепровод без изоляционных покрытий, то

. (140)

Расчет падения температуры можно выполнить более точно, если перегон между тепловыми станциями разбить на отдельные участки в зависимости от грунтовых условий. Падение температуры рассчитывают, либо, начиная с го­ловного участка при известной начальной температуре подогрева, либо с конца участка при известной конечной температуре.

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

, (141)

где - начальная вязкость нефти при температуре Т_н,

. (111)

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

(112)

- интегральная показательная функция.

При смешанном режиме течения (если выполняется условие Т_к<Т_кр<Т_н) потери напора на трения в «горячем» трубопроводе находится в виде суммы:

, (113)

, (114)

. (115)

Здесь температурные поправки:

(116)