Гидравлический расчет горячего трубопровода.

Напорная характеристика Q-H "горячего" трубо­провода представляет собой графическую зависимость между напором Н и подачей Q (рис. 18). Она делится на 3 зон. Зона 1 соответствует напорной характерис­тике трубопровода при ламинарном режиме перекачки данного нефте­продукта при постоянной температуре,равной температуре окру­жающей среды. Зона 3 - соответствует напорной характеристике изотермического трубопровода при перекачке данного нефтепродукта при постоянной начальной температуре Т_н. В действительности температура нефтепро­дукта по длине трубопровода изменяется от Т_н до Т_к>Т₀. Следова­тельно, фактическая характеристика "горячего" трубопровода должна располагаться между характеристиками зон 1 и 2. В области малых расходов нефтепродукт в трубопроводе быстро охлаждается до температур, близких к Т₀, и на большей части длины трубопровода вязкость его практически остается постоянной, близкой к ν₀. С увеличением расхода длина подогретого участка становится все больше, что приводит к росту средней температуры и снижению потерь на трение.

Следовательно, с увеличением расхода фактическая характеристика будет отклоняться вправо от прямой 1. Такой харак­тер изменения Н с увеличением Q (потери на трение растут) будет продолжаться до определенной точки (точка К). Начиная с этой точки увеличение расхода будет приводить к уменьшению потерь на трение. Это объясняется тем, что увеличение Q ведет к повышению температуры (средней) в трубо­проводе и, следовательно, к снижению вязкости нефти, влияние которой сказывается в большей степени, чем увеличение Q на значе­ние потерь на трение. Такое положение будет сохраняться до тех пор, пока увеличение средней температуры нефти не перестанет заметно влиять на изменение вязкости. Начиная с этой точки (точка М) напорной характеристики трубопровода, с увеличением расхода нефти потери на трение будут увели­чиваться и асимптотически приближаться к кривой 3.

Необходимо отметить, что на кривой 3отсутствует скачок перехода из турбулент­ного режима в ламинарный, что объясняется постепенным переходом одного режима в другой по длине трубопровода в зависимости от падения температуры и соответствующего увеличения вязкости.

Двумя вертикальными линиями (штрихи)характеристика горячего трубопровода разбивается на три зоны: 1, 2и 3. Зона 2характеристики является зоной неустойчивой работы неизотермического трубопровода, так как при незначительном понижении температуры или расхода потери напора резко возрастают и могут превысить максимальный напор насосов. В этом случае расход перекачиваемой жидкости резко падает и переходит на кривой 1, что эквивалентно практи­ческому "замораживанию" трубопровода. По этой причине зона 1характеристики также является нерабочей из-за очень малых подач и больших затрат энергии на перекачку. Рабочей является только зона 3характеристики. На этот же график наносят суммарные характеристики всех насос­ных станций трубопровода. Если суммарная характеристика насосных станций проходит выше точки К, то перекачка нефти по трубопроводу будет осуществляться при любых расходах. Если суммарная характеристика насосных станций пересекается с характеристикой трубопровода, что наиболее характер­но, то рабочей является зона 3. Если позволяет прочность трубы и оборудования (которая обеспечивается во всех случаях эксплуатации трубопровода), то на насосных станциях устанавливают дополнитель­ные насосы для преодоления сопротивлений в диапазоне малых расходов и пусковой период.Оптимальные параметры насосов (подбор насосов) для "горячих" магистральных трубопрово­дов должны соответствовать зоне 3 характеристики. При эксплуа­тации "горячих" трубопроводов имеет место, как правило, турбулен­тный режим перекачки, так как при ламинарном режиме очень малы расходы.

При технологическом расчете перекачки высо­ковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов решают­ся те же задачи, что и при расчете обычных трубопроводов (опреде­ление оптимальных диаметра и толщины стенки трубы, числа перекачивающих станций, расчет режимов эксплуатации). Определяется оптимальная толшина изоляции и температуры перекач­ки (при транспортировке с подогревом) и концентрация маловяз­кого разбавителя (при перекачке в смеси с маловязкой углеводород­ной жидкостью).

Нанесение тепловой изоляции на трубопрово­ды и резервуары позволяет уменьшить теплопотери в окружающую среду, но увеличивает стоимость линейной части. В связи с этим возникает технико-экономическая задача определения оптималь­ной толщины тепловой изоляции, при которой затраты на подог­рев и на изоляцию минимальны. Во многих случаях начальная и конечная температура нефти в перегонах между тепловыми станциями (ТС - пункты подогре­ва) известны, следовательно, параметр Шухова приближенно тоже известен:

.

Тогда длина перегона между тепловыми станциями равна:

.

Количество тепловых станций:

Если увеличить толщину теплоизоляции трубопровода, то уменьшается полный коэффициент теплопередачи, затрата на подогрев тоже уменьшается, что приводит к уменьшению количества ТС. Зато затрата на теплоизоляцию увеличивается. Оптимальный диаметр теплоизоляции D_из подземного магистрального нефтепровода, соответствующий к минимальной суммарной затрате на подогрев и на теплоизоляцию

Начальная температура нефти Т_н должна быть меньше температуры коксования и больше температуры застывания. Увеличение Т_н приведет к уменьшению общей вязкости перекачиваемой нефти, тем самым уменьшая затрату механической энергии насосную станцию на перекачку. Зато тепловая энергия на подогрев увеличивается, и наоборот уменьшение Т_н приведет к увеличению общей вязкости перекачиваемой нефти, тем самым увеличивая затрату механической энергии насосную станцию на перекачку. В этом случае тепловая энергия тепловой станции на подогрев меньше требуется. Значит, существует оптимальная температура, где суммарная затрата на подогрев в тепловой станции и перекачку в насосной станции наименьшая. Для нахождения оптимальной температуры рассчитаем каждую затрату в отдельности.

При оптимизации температурного режима пе­рекачки, толщины тепловой изоляции, числа пунктов подогрева и на­сосных станций необходимо учитывать следующие ограничения:

1) число пунктов подогрева п_ТС и насосных станций п должно быть целым, насосная станция должна быть и тепловым;

2) толщина тепловой изоляции не должна быть меньше минимально допустимой (по технологическим соображениям) величины, т.е. δ_из≥[ δ_из].

3) начальная и конечная температуры нефти не должны выходить за пределы допустимых значений, то есть Т_н≥ [Т_н] и Т_к ≤ [Т_к];

Из имеющегося опыта проектирования «горячих» трубопрово­дов известно, что насосные станции на них удалены друг от друга на расстояние от 50 до 150 км. Это позволяет назначить пределы варьирования числа НС от n_min=L_тр /150≤ п_НС ≤ L_тр /50= n_max. Найденные зна­чения округляем до ближайших целых.

При заданной производительности трубопровода выбор насосов и оп­ределение их количества на НС производится следующим образом. Вначале по часовой производительности перекачки высоковяз­кой нефти производится предварительный выбор типа насосов. Затем вычисляется кинематическая вязкость v_n, при превышении которой требуется пересчет напорной характеристики центробежных насосов: . Расчет по этой формуле выполняется как для основных, так и для подпорных насосов. Найденная «переходная» кинематическая вязкость сравнивается с вязкостью нефти при условиях ее откачки из резервуаров и при условиях всасывания основных насосов. Если для подпорных насосов температура выкачки нефти из ре­зервуаров определяется только условием их бескавитационной рабо­ты, то для основных насосов температура перекачиваемой нефти заранее неизвестна. Для первого варианта расчета ее можно принять равной максимально допустимой величине [Т_н], что позволяет сразу учесть третье ограничение в решении оптимизационной задачи. При принятой температуре находится вязкость нефти и при необ­ходимости производится пересчет характеристики основных насосов. С учетом различия температуры выкачки Т_вык нефти из резерву­аров и начальной температуры нефти рабочее давление головной насосной станции;

Р=g (ρ_нm_мнh_мнv + ρ_выкH_2v), (119)

где ρ_н, ρ_вык - плотность нефти при температурах Т_н и T_вык; h_мнv, H_2v - напор соответственно основного и подпорного насосов при темпе­ратуре перекачки. При выполнении неравенства Р ≤ Р_арм , где Р_арм - предел прочности закрепляющнй арматуры напор одной насосной станции H_стv = m_мнh_мнv. Если же это неравенство не выполняется, то необходимо принять меры по уменьшению сначала H_2v, а если этого недостаточно, то и h_мнv. Для определения конечной температуры нефти сначала из урав­нения баланса напоров при заданном количестве насосных станций п находится величина средней вязкости нефти в трубопроводе, а затем - соответствующая средняя температура перекачки, после чего - искомая величина.

Алгоритм расчета количества НС следующий:

1) определяют расчетное число пунктов подогрева n_ТС;

2) находят критическую температуру нефти Т_кр при проектном расходе;

3) вычисляют протяженность участков с турбулентным L_ти лами­нарным L_лрежимами течения нефти;

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

5) находят n- количества НС по формуле:

, (120)

где в числителе находится полные потери напора. Найденное число насосных и тепловых станций округляется до целых чисел. Округление числа станций лучше производить в большую сторону, т.к. это ведет к уменьше­нию температуры подогрева нефти и повышению надежности рабо­ты «горячих» трубопроводов в особых случаях (остановка станций, пуск трубопровода и др.).

Поскольку изменение температуры нефти не зависит от профи­ля трассы, то пункты подогрева предварительно распределяются по трассе равномерно, через равные расстояния. При расстановке насосных станций можно было бы воспользо­ваться методом Шухова, заменив гидравлический треугольник фигу­рой с параболическим характером изменения напора. Чтобы пост­роить такую фигуру надо рассчитать потери напора как минимум для пяти точек (иначе, кривая будет построена неточно), что слож­нее, чем строить гидравлический треугольник. Но самое главное это то, что после такого определения мест размещения насосных стан­ций необходимо 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. А после перемещения пунктов подогрева придется соответственно уточнять начальную и конечную температуры нефти, чтобы напора станций хватило на ведение перекачки.

Задача размещения пунктов подогрева, на первый взгляд, реша­ется просто: достаточно по горизонтали в масштабе отложить сред­нее расстояние между ними. Такое решение является вер­ным лишь формально, т.к. не учитывает необходимости совмещения части пунктов подогрева насосными станциями. В этой связи пред­лагается следующий алгоритм расстановки промежуточных пунктов подогрева. Поделив расстояния между насосными станциями на L_тс, нахо­дят, сколько их необходимо для каждого перегона. Найденное число округляют в большую сторону до ближайшего целого n_TCi, после чего находят окончательное среднее расстояние между пунктами подо­грева на каждом перегоне: L_тсi = L_i /n_TCi.