Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 [ 89 ] 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

изменению профиля температур. Изменения профиля скоростей будут большими в ламинарных потоках и меньшими в турбулентных. Обычно зависимость потерн напора от неоднородности потока по диаметру сводят к учету изменения вязкости и }1скажение полей температур и скоростей вследствие теплопередачи учитывают множителем А.. Для А принимают зависимость

А, = е {vjv,)i,

где & и - коэффициенты (при практических расчетах принимают для ламинарного потока е = 0,9 и = 1/3 Ч-1/4, а для турбулентного потока е == 1 и ? == 0); - вязкость нефти при средней температуре стенки трубопровода ср, ср = Tfcp - (Tfcp-То) а-/К\ Vf-вязкость нефти при средней температуре потока Тср,

Г7-1 , 7" к

f ср = i 0-\-

1п [(7-н - Го) (Гк - То)]

Тк определяют по формуле (8.5).

Учитывая изменение температуры нефти по длине трубопровода по В. Г. Шухову, а изменение вязкости по Филонову-Рейнольдсу, получим

Л,= = ехр j-f (Т., -То) [1 +ехр (-aZ)]\ = = exp(- l(T„-To) 1 (Тк - To)]) .

Ранее коэффициент Аг определялся для средней по длине нефтепровода температуры. Если величину А относить к элементарному участку, то в соответствии с (8.10) получим

. . . ехр [и/п (Гн - Го)] f.r / к \ ч1

А = А,А, ==--L-j---Г[- " Г ~Т )

-Ei[-a(r,t-)(Tk-To)i}- (8,12)

В тех случаях, когда в трубопроводе наблюдаются два режима течения - турбулентный в начале и ламинарный в конце, определяют отдельно потери для обоих участков. Длины участков находят по формулам, приведенным ранее.

Достоверность расчетных данных в значительной степени зависит от точности аппроксимации вязкостно-температурной зависимости V (t). Поэтому для расчетов повышенной точности наиболее обоснованным является численный метод определения потерь напора на перекачку подогретых нефтей. В этом случае трубопровод разбивают на М участков (/ = 1, 2, . . . , Л1), в пределах которых вязкость нефти

Рис. 8.2. Кривые падения напора и температуры по перегонам

Рис. 8.3. Напорная характеристика горячего трубопровода

С заданной точностью считается постоянной и равной ее среднему значению. Тогда можно записать

м 1=1

2-т т ср 1

д5-т

liAri I Лг.

где индекс i означает, что данная величина относится к /-му участку длиной

При решении технико-экономических задач целесообразно использовать аналитические зависимости, например, для исследования Р!лия-ния различных факторов на технологические и энергетические показатели систем транспортировки нефти.

Кривые падения температуры и напора изображены на рис. 8.2. При этом каждой температуре нефти соответствует вполне определенный гидравлический уклон. Число насосных станций лимитируется максимальным напором, который могут выдержать трубы и перекачивающие насосы, а число подогревательных станций - максимальной допустимой температурой подогрева.

Графическая напорная характеристика горячего трубопровода, описывающая зависимость Q-Н согласно полученной формуле потерь напора на трение, изображена на рис. 8.3. Напорную характеристику можно разделить вертикальными прямыми на три зоны. В зоне малых расходов / медленно движущаяся нефть успевает охладиться

еще на начальном участке трубопровода до температуры, близкой к температуре окружающей среды, и на оставшейся большей части трубопровода движется холодная нефть с практически постоягпюй высокой вязкостью. Графически в этой зоне напорная характеристика имеет вид прямой линии с большим углом наклона к оси абсцисс из-за высокой вязкости. В зоне больших расходов / нефть, двигаясь с большой скоростью, успевает пройти до конца трубопровода, сохранив еще высокую температуру. Поскольку средняя температура потока в этой зоне высока, напорная характеристика близка к прямой ЛИН1И1 (ламинарный режим), с гораздо меньшим углом наклона к оси абсцисс, чем в зоне /, из-за малой вязкости нефти. Как в 7, так и в / зоне потери напора с увеличением расхода возрастают. В зоне потери напора возрастают с уменьшением расхода. Это объясняется тем, что с уменьшением расхода в этой зоне (зоне средних расходов), а следовательно, и с уменьшением скорости движения нефти каждая ее порция дольше находится в трубопроводе и успевает остыть. В результате снижается средняя температура и возрастает средняя вязкость нефти, причем относительный рост вязкости в этой зоне больше, чем относительное уменьшение расхода, что приводит к росту потери напора при уменьшении расхода. Рабочей является только / зона со сравнительно большими расходами; / зона является нерабочей, так как при тех же напорах на станции расходы здесь будут в несколько раз меньше, чем в третьей зоне. Если потери напора в точке перехода из зоны / в зону / превышает максимальный напор, развиваемый насосной станцией, то при попадании рабочей точки системы насосная станция - трубопровод во зону, являющуюся неустойчивой, расход будет самопроизвольно сокращаться и в конце концов рабочая точка перейдет в / зону. Это означает практически остановку трубопровода, поскольку расход становится очень малым. Если по каким-то причинам рабочая точка горячего трубопровода приблизилась к границе зоны или уже перешла в эту зону, то возвратить ее в рабочую / зону можно одним из следующих способов: быстро повысить температуру нагрева нефти; быстро увеличить напор на станциях подключением дополнительных насосов; начать закачку в трубопровод менее вязкого продукта, не снижая температуру нагрева нефти. Если насосная станция может развивать напор, превышающий максимальные потери напора на границе / и зон, причем эти потери не превышают допустимый напор из условий прочности трубопровода и оборудования на станции, то возвращение из / зоны в / не представляет трудностей.

8.4. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДОГРЕВА НЕФТИ

Для подогрева нефти и нефтепродуктов на насосно-тепловых и тепловых станциях используют подогреватели различных конструкций. Резервуары головной станции оборудуют трубчатыми подогревателями (змеевиковыми или секционными) для предварительного подогрева нефти. Цель этого подогрева - снизить вязкость нефти до уровня, достаточного для выкачки ее из резервуара с заданным расходом; на-