1.4. 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. Поэтому характеристика "горячего" трубопровода близка

Рис. 4 Характеристика “горячего” трубопровода

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.