Добавил:

euroduck97 ac3402546@gmail.com Направление обучения: транспортировка нефти, газа и нефтепродуктов группа ВН (Вечерняя форма обучения) Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

Предмет:

Термодинамика и теплопередача

Файл:

Термодинамика и теплопередача в технологических процессах нефтяной и газовой промылшенности

.pdf

Скачиваний:

134

Добавлен:

01.06.2021

Размер:

7.08 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 2526 / 2726 27 > Следующая >>>

g dz

Теплопередача в технологических процессах...	251

Напомним математическое выражение первого начала термодинамики по

балансу рабочего тела для потока
δQ = dH + δW ,	(2.325)
где δQ – приведенный термодинамический теплообмен, включающий в себя
теплоту внешнего δQ и внутреннего δQ теплообмена,
δQ = δQ + δQ ;	(2.326)
δW – потенциальная работа в обратимом процессе, распределение которой оп-
ределяется следующим соотношением:
δW = G (δw + c dc + g dz + δw );	(2.327)

δw – удельная эффективная потенциальная работа (на рассматриваемом элементарном участке газопровода не производится δW = G δw = 0 ); c – линейная скорость потока газа в трубе; cdc – изменение кинетической энергии 1 кг природного газа на элементарном участке газопровода; dz – изменение положения центра тяжести потока газа на элементарном участке газопровода; g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2 ; – изменение удельной потенциальной энергии по-

тока газа; δw – удельная потенциальная работа необратимых потерь.

Принимая линейное распределение давления газа вдоль трубопровода и учитывая равенство теплоты внутреннего теплообмена и работы необратимых потерь (δQ = G δw ), а также соотношения для внешнего теплообмена между транспортируемым продуктом и окружающей средой

δQ	=− k π d	н	(t	x	− t	гр	) dx ,	(2.328)
		н		x		гр

энтальпии потока

	∂h		∂t

dH = G dh = G	∂t		dt −

			∂p
		p		h

∂h		dp	= G [c	p	dt − (c	p	D ) dp], (2.329)
				p		p	h
∂t	p
		p

получается исходное выражение для вывода уравнения Белоконь по определению температуры природного газа в любом сечении трубопровода

−kπd (t		−t	) dx=G c		dt−G (c		D )	p1 − px	dx+G g	z dx+G c dc. (2.330)
	x			p		p
н		гр					h	L		L

Пренебрегая изменением скорости газа, разделив переменные и проинтегрировав выражение (2.330) по длине линейного участка x , получаем уравне-

252	Часть 2

ние Н.И. Белоконь по определению температуры природного газа в любом сечении линейного участка газопровода

−

а x

−

а x

D ( p − p

) 1

− e

z 1

− e

) e−

= t

+ ( t − t

−

− g

. (2.331)

а x

гр

cpm

В случае, если имеются достоверные данные о профиле трассы, в качестве соотношения для определения температуры природного газа на границах линейного участка газопровода (t1 или t2 ) может быть рекомендовано уравнение Белоконь,

в котором в качестве температуры грунта принимается среднестатистическая месячная температура грунта tгр в районах и на глубине укладки газопровода:

t2	= tгр + (t1 − tгр ) exp(−a) −		Dh (p1 − p2 )[1− exp(−a)]		− g	z [1− exp(−a)]; (2.332)
				а		а cpm

t1 = tгр + (t2		− tгр ) exp(a) +		Dh (p1 − p2 ) [exp(a) −1]	+ g	z [exp(a) −1]	. (2.333)
				а		а cpm

Следует отметить, что приведенные уравнения по расчету температурных режимов газопроводов (2.324) –Черникина и Бобровского и (2.331) – Белоконь с вполне приемлемой для инженерных расчетов степенью точности (±5 % )

могут служить для прогнозирования температуры природного газа в любом сечении магистрального газопровода (МГ).

Однако, использование этих соотношений при расчете температурного режима газопровода может дать ощутимую погрешность. Это связано с тем, что на точность уравнений существенное, а порой и определяющее, влияние оказывает точность определения коэффициента теплопередачи, входящего в параметр Шухова (2.323). Значения коэффициента теплопередачи от природного газа (нефти) в окружающую среду зависит от типа грунта, его влажности, агрегатного состояния влаги и может изменяться от 0,5 до 3,5 Вт/(м2К).

При проектировании магистральных трубопроводов для определения коэффициента теплопередачи приходится прибегать к использованию полуэмпирических соотношений, в которые входят экспериментальные данные по теплофизическим свойствам грунтов в месте прокладки газопровода, глубина укладки, диаметр трубопровода, среднемесячная скорость ветра, толщина снежного покрова и т.д. Эти зависимости получены в результате ряда существенных допущений и расчет по этим соотношениям носит оценочный характер. Кроме того, при теоретическом определении среднего коэффициента теплопередачи km практически невозможно учесть фактическое изменение теплофизических свойств грунтов по длине рассматриваемого участка.

Теплопередача в технологических процессах...	253

Определение коэффициента теплоотдачи от наружной поверхности труб

газопровода в окружающую среду по этим	соотношениям	может привести
к значительным ошибкам при определении	температуры	природного газа

в выбранном сечении газопровода, даже при использовании самых точных расчетных уравнений.

В связи с этим, при расчете температуры потока природного газа по длине рассматриваемого участка МГ следует использовать усредненные по месяцам значения коэффициента теплопередачи, полученные на основе обработки эксплуатационных характеристик рассматриваемого технологического участка магистрального трубопровода.

Соотношения для расчета среднего опытного коэффициента теплопередачи от природного газа в окружающую среду на рассматриваемом действующем участке можно получить из математического выражения первого начала термодинамики по внешнему балансу при отсутствии внешней работы в дифференциальной форме и уравнения теплопередачи (2.328).

Для элементарного участка получаем
− k π dн(t − tгр ) dx = G dh.	(2.334)

Интегрируя уравнение (2.324), получаем соотношение для определения опытного среднего коэффициента теплопередачи по длине линейного участка МГ [7]

km	=	G		h1 − h2		,	(2.335)
		π dн	L		− tгр
				t

где h1 и h2 – значения удельной энтальпии природного газа (нефти) на входе и выходе рассматриваемого линейного участка трубопровода, которые определяются из расчетных соотношений, например для природного газа в зависимости от термобарических характеристик p, T и состава rмет (1.393) и (1.394).

Температура и давление природного газа на входе (t1, p1 ) и выходе (t2 , p2 )

линейных участков МГ, массовый расход природного газа (G) и его состав, в частности, молярная концентрация метана (rмет ) являются характеристиками,

значения которых фиксируются в процессе эксплуатации МГ. Это дает возможность определять из соотношения (2.335) значения среднего коэффициента теплопередачи (km ) от потока природного газа в окружающую среду на рас-

сматриваемом линейном участке МГ и использовать их при решении задач прогнозирования и оптимизации режимов работы газопроводов.

В соотношениях для определения температуры природного газа на границах линейного участка газопровода (t1 или t2 ) входит величина падения давления природного газа по рассматриваемому линейному участку МГ ( p1 − p2 ), обусловленного гидравлическими потерями в газопроводе.

254	Часть 2

Падение давления природного газа на линейном участке однониточного газопровода, обусловленного гидравлическими потерями в газопроводе, находится в результате совместного решения уравнений распределения потенциальной работы (одной из форм представления уравнения Бернулли)

		c2
δw = δw −d				− g dz		− δw**		(2.336)
δw = δw −d				− g dz		− δw**		(2.336)

		2
и Дарси-Вейсбаха
	dp	ρ c2				u2
		= −λ 2 dв	= −λ				,	(2.337)
	dx	= −λ 2 dв	= −λ		2 ρ dв

где dp – падение давления потока газа на элементарном участке газопровода dx

с учетом сопротивления трения и местные сопротивления; c,u – линейная

и массовая скорости потока газа на элементарном участке газопровода; λ – приведенный действительный коэффициент гидравлического сопротивления, учитывающий трение и местные сопротивления; ρ – средняя плотность природного газа на рассматриваемом элементарном участке газопровода; dв – внут-

ренний диаметр газопровода; dx – длина элементарного участка газопровода. Проектные значения коэффициента гидравлического сопротивления трения

на линейном участке МГ в зависимости от режима течения и эквивалентной шероховатости внутренней поверхности труб определяются по следующим соотношениям:

для ламинарного режима ( Re < 2 103 )

λ	тр	= 64/ Re;	(2.338)
	тр

для зоны гладкостенного режима (Re = 2 − 4 103 )

λ	тр	= 0,1844/ Re0,2	;	(2.339)
	тр

для переходного режима Re > 4 103

λ	тр	= 0,067 (158/ Re+ 2k	э	/d	в	)0,2	;	(2.340)
	тр		э		в

для зоны квадратичного режима

λ	тр	= 0,067 ( 2k	э	/ d	в	)0,2	;	(2.341)
	тр		э		в

для зоны квадратичного режима при значении эквивалентной шероховатости kэ = 0,03 мм

λ	тр	= 0,03817/d 0,2 .	(2.342)
	тр	в

Теплопередача в технологических процессах...

255

Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления на линейном участке МГ рекомендуется определять с учетом сопротивления трения и местных сопротивлений (краны, переходы, подкладные кольца).

Тепловые потери подземного трубопровода

При расчете тепловых потерь подземного трубопровода определенные сложности встречаются при нахождении коэффициента теплоотдачи от наружной поверхности труб газопровода в окружающую среду (термического сопротивления передачи теплоты теплопроводностью через грунт). Это связано с тем, что грунт является криволинейной стенкой сложной конфигурации и обычные формулы теплопроводности для криволинейных стенок здесь не всегда применимы.

Для определения термического сопротивления грунта при работе подземного трубопровода используется гидродинамическая теория источников и стоков.

Рассмотрим в бесконечном массиве (грунте) с коэффициентом теплопроводности λ два параллельно действующих линейных источника теплоты равной по абсолютной величине мощности, но противоположной по знаку (источник + Q и сток − Q ) [12]. Длина источников равна ℓ, расстояние между источниками равно 2 y0 , а температура поверхности tс . Температура грунта на поверхности tгр0 .

Оси координат расположим следующим образом: ось y совпадает с линией, соединяющей источник и сток, начало оси y располагается посередине этой линии. Ось x проходит через точку y = 0 и направлена перпендикулярно оси y

(рисунок 2.55).

Рассмотрим произвольную точку М бесконечного массива с координатами x, y. Расстояние ее до источника + Q равняется r1 , а до стока − Q , равно r2 .

Действие каждого источника будем считать независимым друг от друга. Кроме того, r1 < r2 .

Вокруг источника с производительностью + Q создается радиальное температурное поле.

Для любой точки с координатами x, y (r1 < r2 ) справедливо выражение

теплового потока теплопроводностью через однослойную цилиндрическую стенку (2.46)

	2 π λ ℓ (t+ − t		+	)	,	(2.343)
Q =			гр0		,	(2.343)
Q =	ln	y0
		y0
		r1
		r1

где t+ , tгр0+ – температуры грунта в точке и на поверхности на основании действия источника.

256	Часть 2

Рис. 2.55. Условная схема заглубленного трубопровода

Из уравнения (2.343) выразим избыточную температуру в точке

− tгр0 =

2 π λ ℓ ln

(2.344)

Вокруг стока

− Q , также создаётся радиальное температурное поле. Для

этой же точки (r

> r ) справедливо выражение

− tгр0

2 π λ ℓ ln y

−

(2.345)

где t− , tгр0− – температуры грунта в точке c координатам x, y и на поверхности со стороны стока.

Теплопередача в технологических процессах...

257

Действительный перепад температур будет определяться как сумма

+ − t+

)+(t− − t−

t − t

= (t

) =

+ln

. (2.346)

π λ ℓ

гр0

Отсюда исходное выражение теплового потока теплопроводностью в грунте

Q =

2 π λ ℓ

(t − t

) .

(2.347)

гр0

Из геометрических соотношений (рисунок 2.55) следует, что

x2 + (y

+ y)2

(2.348)

r =

x2 + (y

− y)2

(2.349)

Поэтому уравнение (2.337), с учетом свойств логарифма, принимает вид

2 π λ ℓ (t − tгр0 )

4 π λ ℓ (t − tгр0 )

Q =

(2.350)

x2 + (y0 + y)2

+ (y

+ y)2

+ (y0 − y)

Запишем уравнение изотермических линий в грунте

x2 + (y0 + y)2

4 π λ ℓ

, (2.351)

= exp

(t − t

гр0

)

= exp

+ (y0 − y)

где ϑ = ϑ(x, y) = t − tгр0 – избыточная температура в точке грунта относительно

температуры поверхности.

При постоянном тепловом потоке и неизменной избыточной температуре уравнение (2.351) описывает окружность. Центр этой окружности находится на оси x и отстоит от начала координат y0 тем дальше, чем меньше разность

температур ϑ. Тогда для различных температур в грунте при Q = idem получаем семейство окружностей (рисунок 2.56).

Для трубопровода на внешней поверхности температура t = tс (изотерма). В точке М на верхней образующей трубы

rM	= y	0	+ (h − r	0	) ;	rМ	= y	0	− (h − r		0	) ; rM	− rM	= 2 h − d , (2.352)
2		0		0		1		0			0	2	1
где h – глубина залегания оси трубы; r									0	= d / 2 – радиус трубы.
									0

258	Часть 2

Рис. 2.56. Заглубленный изолированный трубопровод

Для точки N на нижней образующей трубы
rN	= rM + 2 r			0	;	r N	= 2 r	0	− rM .			(2.353)
2	2			0		1		0	1
		r	= idem, то и должно быть							rM		rN
Так как для изотермы (2.351)		2								2	=	2	.
Так как для изотермы (2.351)										rM	=		.
		r								rM		rN
		1								1		1

С учетом (2.352) и (2.353) и ряда преобразований последнее выражение отношения радиусов примет вид

r2M

r2N

r2M + d

2 h

−1 ,

(2.354)

d − rM

Подставив соотношения радиусов (2.354) в (2.347) получаем выражение теплового потока теплопроводностью от подземного трубопровода через грунт

Q =	2 π λ ℓ (tc − tгр0 )					.	(2.355)

		2h		2 h	2
	ln		+		−1
	ln		+		−1
		d		d

Теплопередача в технологических процессах...

259

Формула (2.355) была получена впервые Форхгеймером, затем с учетом глубины заложения трубопровода и поправки на термическое сопротивление окружающей среды («фиктивный слой» по Греберу) неоднократно модернизировалась.

В случае, когда относительная глубина заложения 2 h ≤ 3 рекомендуется dн

использовать формулу Н.И. Белоконь – аналог (2.355) с учетом поправки на дополнительный слой (теплоотдача от грунта αо.с , насыпь, снег)

2 π λгр

ℓ (tc

− tо.с. )

(2.356)

Q =

2 h

−1

dн

h = h +

dн

(1+ chξ),

(2.357)

ξ =

2 λгр

(2.358)

αо.с dн

По соотношению (2.356) можно рассчитывать температурный режим нефте-, газо- и конденсатопроводов, проложенных на разных глубинах.

Расчетное выражение коэффициента теплопередачи от жидкости (газа) в заглубленном изолированном трубопроводе к окружающей среде через грунт можно получить при сопоставлении уравнений (2.198а), (2.212) и (2.356)

k =

, (2.359)

2 h

2 hф 2

из

−1

из

dн

δсн

тр

из

αж

λтр

2 λиз

2 λгр

λсн

где индексы ж, тр, из, сн – относятся к параметрам текучей среды в трубопроводе, стенки трубы, изоляции и снега, соответственно.

260	Часть 2

ЛИТЕРАТУРА

1.Белоконь Н.И. Неизотермическое движение реального газа по трубопроводу // В кн.: Транспорт и хранение нефти и газа. – М.: Труды МИНХ и ГП, 1971, вып. № 97. с. 14–20.

2.Белоконь Н.И. Теплопередача при переменных температурах /Труды Московского нефтяного института, № 2. – М.: Гостоптехиздат, 1940. с. 271–281.

3.Белоконь Н.И. Термодинамика. – М.: Госэнергоиздат, 1954. – 416 с.

4.Газоперекачивающие агрегаты с газотурбинным приводом на магистральных газопроводах: Учебное пособие / Б.П. Поршаков, А.С. Лопатин, С.М. Купцов, К.Х. Шотиди. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2010. – 246 с.

5.Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомел А.С. Теплопередача. – М.: Энергия, 1981. – 417 с.

6.Калинин А.Ф., Купцов С.М., Лопатин А.С. Расчет термодинамических циклов тепловых двигателей. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. – 46 с.

7.Калинин А.Ф. Технология промысловой подготовки и магистрального транспорта природного газа. – М.: МПА-Пресс, 2007. – 323 с.

8.Купцов С.М. Температурный режим скважины. Методическое пособие. – Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. – 111 с.

9.Купцов С.М. Теплофизические свойства пластовых жидкостей и горных пород нефтяных месторождений. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. – 205 с.

10.Лопатин А.С. Термодинамическое обеспечение энерготехно-логических задач трубопроводного транспорта природных газов. – М.: Изд-во «Нефтяник», 1996. – 82 с.

11.Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. – М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 816 с.

12.Поршаков Б.П., Бикчентай Р.Н., Романов Б.А. Термодинамика и теплопередача (в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности). – М.: Недра, 1987. – 349 с.

13.Потери газа в обвязке компрессорных станций/ Б.П. Поршаков, С.М. Купцов, А.С. Лопатин, К.Х. Шотиди: Учебное пособие. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2001. – 67 с.

14.Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии: Учебник для вузов.

– 3-е изд., перераб. и доп /А.И. Скобло, Ю.К. Молоканов, А.И. Владимиров, В.А. Щелкунов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 677 с.

15.Романенко П.Н, Обливин А.Н., Семенов Ю.П. Теплопередача. – М.: Лесная промышленность, 1969. – 432 с.

16.Теоретические основы теплотехники. Часть I: Термодинамика в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности/ Б.П. Поршаков, А.Ф. Калинин, С.М Купцов, А.С. Лопатин, К.Х. Шотиди. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2005. – 148 с.

<<< < Предыдущая 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 2526 / 2726 27 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете Термодинамика и теплопередача

#
01.06.2021512.15 Кб8Заметки.pdf
#
01.06.2021861.7 Кб5Кал план + лит-ра 2.HEIC
#
01.06.20211.1 Mб4Кал план + лит-ра.HEIC
#
01.06.20212.73 Mб37Теоретические основы теплотехники 1.pdf
#
01.06.20212.4 Mб39Теоретические основы теплотехники 2.pdf
#
01.06.20217.08 Mб134Термодинамика и теплопередача в технологических процессах нефтяной и газовой промылшенности.pdf