25. Исходные данные для теплового и гидрав-го расчета

Проектирование нефтепровода выполняется на основании проектного задания, в котором указываются:

• начальный и конечный пункт трубопровода;

• потребность в перекачке нефти (на перспективу);

• пропускная способность в целом по системе и по участкам;

• размещение пунктов путевых сбросов (подкачек) нефти;

• сроки ввода в эксплуатацию нефтепровода по очередям строительства.

Трасса магистрального нефтепровода должна быть максимально приближена к геодезической прямой, однако, как правило, на практике это не представляется возможным.

Основными параметрами для технологического расчета являются:

• Расчетная температура транспортируемой нефти, принимаемая равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт.

• (1.1)

где L – полная протяженность нефтепровода; l_i – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой T_i; n – число участков.

• Плотность нефти определяются на основании лабораторных анализов либо из справочных данных. Расчетная плотность при температуре Т=Т_Р определяется по формуле (1.2)

где  – температурная поправка, кг/(м³∙К), =1,825 – 0,001315₂₉₃ ;

₂₉₃ – плотность нефти при 293К, кг/м³.

• Расчетная кинематическая вязкость нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей: формула Вальтера (ASTM)

(1.3)

где _Т – кинематическая вязкость нефти, мм²/с;

А и В – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости ₁ и ₂ при двух температурах Т₁ и Т₂

формула Филонова-Рейнольдса (1.4)

где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К

Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода N_Р определяется с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений. В числителе указаны значения N_Р для нормальных условий прокладки, в знаменателе – при прохождении нефтепроводов в сложных условиях (заболоченные и горные участки, доля которых в общей протяженности трассы составляет не менее 30%).

• Механические (прочностные) свойства трубной стали, необходимые для определения толщины стенки нефтепровода.

• Укрупненные технико-экономические показатели: стои­мость линейной части и оборудования ПС, стоимость электроэнергии, отчисления на амортизацию, текущий ремонт и собственные нужды, заработная плата персонала и т. д.

26. Тепловой расчёт горячих трубопроводов

Подогретая нефть, двигаясь по трубопроводу, отдает тепло в окружающую среду и постепенно остывает. Выделим на расстоянии х от начала трубопровода участок длиной dx и составим для него уравнение теплового баланса (рис. 2.13).

Рис. 2.13. Схема к выводу закона изменения температуры нефти по длине трубопровода

При движении нефти через рассматриваемый участок она охладится на dT и потеряет в единицу времени количество тепла (изменение теплосодержания)

,

где M - массовый расход;

с_р - теплоемкость нефти.

Знак “минус” учитывает, что температура нефти по мере удаления от пункта подогрева уменьшается ( dT  0 ).

Изменение температуры нефти в трубопроводе происходит по следующим причинам:

- отдача тепла в окружающую среду ;

- нагрев нефти вследствие выделения тепла трения ;

- нагрев нефти вследствие выделения из нее кристаллов парафина

,

где К - полный коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду;

D - внутренний диаметр отложений в трубопроводе;

Т - температура нефти в сечении x;

Т_о - температура окружающей среды;

i - средний гидравлический уклон;

 - массовая доля парафина в нефти;

 - теплота кристаллизации парафина;

Т_нп, Т_кп - температуры соответственно начала и конца выпадения парафина.

Соответственно уравнение теплового баланса для нефти, находящейся в участке трубы длиной dx, примет вид

. (2.12)

Разделяя переменные, получим

. (2.13)

Интегрируя левую часть уравнения (2.13) от 0 до x, а правую от Т_н до Т(х), после ряда преобразований получим , (2.14)

где , а - расчетные коэффициенты ; .

Из формулы (2.14) как частный случай ( = 0,  = 0 ) получается формула Шухова.

Характер изменения температуры нефти в трубопроводе при различных сочетаниях  и  приведен на рис. 2.14.

Из рис. 2.14 видно, что вследствие выделения тепла трения температура нефти несколько превышает температуру окружающей среды. Чем больше в нефти парафина, тем медленнее она остывает.

Полный коэффициент теплопередачи, входящий в формулу (2.14), определяется из уравнения

, (2.15)

где _i, D_i, D_i+1 - коэффициент теплопроводности, внутренний и наружный диаметры i-того слоя (отложений, трубы, изоляции);

₁ - внутренний коэффициент теплоотдачи, характеризующий

теплоперенос от нефти к внутренней поверхности отложений;

₂ - внешний коэффициент теплоотдачи, характеризующий

теплоперенос от внешней поверхности изоляции в окружающую

среду;

D_из - наружный диаметр изоляции.

Внутренний коэффициент теплоотдачи определяется по формуле

,

где _н - коэффициент теплопроводности нефти.

Величина числа Нуссельта определяется по экспериментальным формулам в зависимости от режима перекачки, например, по Михееву:

- при ламинарном режиме (Re  2000)

,

• при турбулентном режиме (Re  10000)

Re, Pr< Gr - числа Рейнольдса, Прандтля и Грасгофа

; ; ;

_t - коэффициент температурного расширения;

Т_w - средняя температура стенки трубопровода.

В переходной области 2000  Re  10000 величина коэффициента ₁ определяется интерполяцией.

Внешний коэффициент теплоотдачи определяется по формуле Аронса - Кутателадзе

, (2.16)

где H_п - приведенная глубина заложения трубопровода,

;

Н - фактическая глубина заложения;

Н_сн - высота снежного покрова;

_гр, _сн - коэффициент теплопроводности соответственно грунта

и снега;

Nu - число Нуссельта при теплоотдаче в воздух, ;

_o - коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в воздух,

_o  11,63 Вт/(мград).

При H/D_из  2 вторым слагаемым под знаком логарифма можно пренебречь. Данное равенство выполняется в случае, когда D_из  600 мм.

Для трубопроводов без специальной тепловой изоляции прокладываемых в грунтах малой влажности, при турбулентном режиме течения с малой погрешностью можно принять К  ₂.

Из вышеприведенных формул видно, что при проектировании “горячих” трубопроводов дополнительно надо располагать данными о коэффициенте теплопроводности грунта, а также о теплоемкости и коэффициенте теплопроводности нефти.