26. Тепловой и гидравлический расчет “горячих” нефт-ов.

Целью теплового расчета является определение тепловых потерь по длине н/пров. и оценка этих потерь. С учетом данных теплового расчета определяют пропускную способность, шаг НТС, рассчитывают трубопровод на прочность и устойчивость. выбирают толщину и тип изоляции. В процессе эксплуатации результаты теплового расчета используются для оперативного диспетчерского управления за работой трубопровода.

Целью теплового расчета при проектировании м.н., особенно горячего: определить распределение температуры по его длине и оценить тепловые потери. График 1 дает распределение тем-ы по длине труб-да. Пусть в труб-де ч|з его нач.сечение поступает нефть, подогретая до темпер-ры Тн. Тогда на некотором расстоянии x от начала т|да в следствии теплообмена с окр средой темп-ра нефти понизится до Т. Для определения Т в сечении x выделим элементарный участок длиной dx и рассмотрим его тепловой баланс (см . ф-у 1). КПД(T-Tо)dx - потери нефти в окр-ю среду с эл-та т|да длиной dx. К- общ. Коэф-т теплопередачи (Вт|м2К)-он показывает какое кол-во тепла теряется с 1м2 площади ч|з стенку в окр.среду при изменении темп-ы на 1К;

Д- внутр диаметр тр|а, м, Т- тем-ра нефти в т|п, То- темп-ра окр. Среды; Qgidx - теплота трения потока в рассматриваемом сечении.. Q-объемный расход нефти. Т.к. теплота трения компенсирует, т.е. ум-ет теплопотери, то перед 2-ым слагаемым стоит знак “-” , QxdT - тепло, выделяющееся при кристаллизации парафина. - массовое содержание парафина в нефти в долях ед, выделяющегося из нефти при понижении тем-ры от Тнп до Ткп. Тнп - тем-ра начала парафинизации, Ткп- тем-ра конца парафиниз-ии, x - скрытая теплота кристаллизации парафина.. Тепло кристаллизации парафина также частично компенсирует теплопотери в окр.среду. Но имея в виду, что dT величина отриц-ая, т.к. тем-ры по длине падает, два минуса дают + перед слагаемым. В правой части ур-ия теплового баланса - QCpdT - изменение теплосодержания, Cp- теплоемкость нефти, т.к. в выражении есть dT, то знак отрицательный. Приняв среднее значение гидр.уклона, разделяя переменные и интегрируя, имея в виду, что при х=0, Т=Тн, получим: ax=ln Тн-То-b| Т-То-b (2), где b=Qgi|КПД (4) или

Т=То+b + (Тн-То-b)exp (-ax) (3)- з-н падения тем-ры или ур-е Лейбензона, ax- показатель Шухова a=КПД| QCp* (5) - характ-ет ск-ть изменения темпер-ы в трубе, Cp*=Cp(1+x|Cp(Тнп-Ткп)) (6), если =0, то Cp*=Cp Если Cp*=Cp, то получится чистая ф-ла Лейбензона. А если еще нефть маловязкая или труба маленького диаметра и маленького расхода, и мы пренебрегаем теплом трения потока (b=0), то получим ф-лу Шухова Т=То+(Тн-То)e^-ax (7) ф-ла Шухова Горячие труб-ы чаще всего считают по Шухову. График изменения тем-ры горячего т-да по разным формулам.

Из графика 2 видно, что теплота трения и теплота кристаллизации снижают интенсивность охлаждения ж-ть в тр-де. Сравнивая ур-я Лейбензона и Шухова, видим, что, при учете тепла трения потока прирост темп-ы =b(1 - exp(-ax)) (8). А Max прирост будет равен . Определение режима течения горячего н|провода.

Тнач Ткр - ламинарный Ткон  Ткр - турбулентный, Тнач>Ткр>Ткон - 2 режима

В горячем нефт-де могут быть 2 режима течения: 1. На уч-ке, где тем-ры высокие, возможен турбул-ый режим. 2. А на оставшейся длине ламинарный. График 3 показывает з-н падения тем-ры при 2-х режимах течения. В горячем труб-де при определ-и Re этой формулой непользуются. Режим течения в горячем тр-де определяют с учетои Ткр - это тем-ра, которая соот-ет переходу турбулентного режима в ламинарный и нооборот. Ткр опред-ся по ф-ле 9 Ткр= Т*+1|u ln* ПDReкр|4Q Reкр =2000 Режим определяют с Ткр, сравнивая ее с Тнач и Ткон , Re1,Re2 потери напора на трение по длине H=Q^2-m^mL|D^5-m.

Ннеизот=hизот h изот-потери напора при начальной температуре или температуре подогрева - множитель который говорит об увеличении потерь напора по длине и в радиальном направлении за счет неизотермичности потока. - величина >1

Характеристика горячего нефтепровода: H=f(q )

При малых расходах нефть быстро остывает и тем-ра ее приближается к То поэтому в начале характеристика Q-H близка к линии То=const, т.е. к харак-ке изотермического труб-да. При больших расходах за время движения м|у пунктами подогрева нефть не успевает остыть, поэтому хар-ка близка к линии изображ-ей хар-ку изотермич-го труб-да при Тнач=const, наличие горба на харак-ке связано с харак-ом изменения напора, т.о. при увеличении - вязкость уменьшается, а на потери напора во второй зоне изменение вязкости сказывается больше чем рост производительности. Первая зона - не рабочая т.к. малы расходы, 2 зона- зона неустойчевой работы- при уменьшени Qпотери могут возрасти настолько что установленное обору-ие не сможет их преодолеть. 3 зона- зона больших расходов, или устойчевая зона, она рекомендуется в качестве рабочей7 нельзя допустить снижение производ-и вывод-их нефт-д из 3 зоны во вторую. Если труб-д по каким-то причинам оказался во 2 зоне, то в 3 зону его можно перевести следующими способами: 1. Увеличить Тнач подогрева нефти не снижая Q2. Увеличить напор насоса 3. Перейти на перекачку менее вязкой нефти.