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

Рис. 8.10. Графики распределения напоров Я и температур Т по длине горячего нефтепровода до удвоения ТС (/) и после (2)

112, где / - длина перегона между НТС, т. е. Я = 2/ (Q, 112). Подставив эти обозначения в формулу (8.11), получим

Я = 2р

£,5-т /(пО

-Го)ехр(-

ср 2Q

Ei( -ты(Т„-Го)] -Е1[-ши(Г„ - Ar-\-Mi. (8.33)

Значение Q, как и в предыдущем случае, определяется итеративным методом.

4. Увеличение числа НС (рис. 8.11). При установке дополнительной насосной станции на преодоление сопротивлений на перегоне между НТС будет расходоваться удвоенный напор станции, т. е. 2И = = f{Q*, О или

2Я = Р

Е1[-/7гм(Г„-Го)] -Е1[-т«(Г„-

Аг* 4 А/г.

(8.34)

Дополнительную НС надо располагать ближе к концу перегона, чтобы преодолеваемые каждой станцией потери напора были одинаковы. Местоположение дополнительной НС можно определить ана-

Рис. 8.11. Графики распределения напоров Я и температур Т по длине горячего нефтепровода до удвоения НС (/) и после (2)

литически, но удобнее это сделать графоаналитически. Для этого на профиле трассы в начале перегона откладываем по вертикали подпор и удвоенный напор магистральных насосов станции. Подставляя в формулу (8.34) разные значения /, определяем соответствующие значения потерь напора и строим условную пьезометрическую кривую. Из точки А, соответствующей напору одной станции, проводим линию, эквидистантную профилю трассы; ее пересечение с условной пьезометрической линией определяет положение дополнительной НС.

8.10. ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ГОРЯЧИХ ТРУБОПРОВОДОВ

Горячие трубопроводы значительную часть времени работают в нестационарном тепловом и гидравлическом режимах. Тепловая нестационарность, связанная с медленным прогревом или охлаждением окружающей трубопровод среды, может привести к остановке трубопровода из-за чрезмерного повышения потерь напора в трубопроводе- «замораживанию» его.

Одной из наиболее ответственных операций является пуск вновь построенного горячего трубопровода. Перед вводом в эксплуатацию трубопровод заполнен холодной водой после опрессовки. Если вытеснять эту воду горячей высокозастывающей или вязкой нефтью, для перекачки которой предаазначеи трубопровод, то нефть, особенно часть ее, контактирующая с холодной водой, будет быстро остывать, вязкость ее сильно повысится или она застынет и закупорит трубопровод, остановив поток.

При небольшом расстоянии между тепловыми станциями и сравнительно небольшой вязкости или температуре застывания нефти иногда можно осуществить пуск закачкой в холодный трубопровод подогретой вязкой или высокозастывающей нефти. Однако в большинстве случаев таких условий нет, и перед закачкой подлежащей транспорту нефти трубопровод надо разогреть. Нужно создать соответствующее тепловое поле в грунте вокруг трубопровода. Такое поле перед пуском в эксплуатацию создается прокачкой через трубопровод разогретой маловязкой нефти, нефтепродуктов пли воды. Для определения длительности прогрева (прокачки греющей жидкости) П. И. Тугунов предложил упрощенную формулу

т О,И1 ехр f--° 4пх] , (8.35)

а \ tj /

где т - длительность прогрева маловязким нефтепродуктом; Он - наружный диаметр трубы; оиХ - соответственно коэффициенты температуропроводности и теплопроводности грунта; Ттр - температура наружной стенки трубопровода, принимаемая равной температуре греющей жидкости в конце перегона между тепловыми станциями; Tfl - температура грунта в ненарушенном тепловом состоянии на глубине заложения трубопровода; д - теплоотдача с единицы длины трубопровода в единицу времени, q Gc (Т»-Тк) \IL; G - массовый расход греющей жидкости; с - теплоемкость жидкости; Г„ и Тк- 10* 291

соответственно начальная и конечная температура греющей жидкости; L - расстояние между тепловыми станциями.

Температура стенки Tpy6i>t ниже температуры потока, поэтому, принимая в (8.35) температуру стенки трубы Ттр, равной температуре потока Тк, несколько завышаем время прогрева, т. е. обеспечиваем некоторый запас по времени. Объем греющей жидкости тогда определится из формулы V ----- Gr/p.

Значение Тгр Тк пртшмается таким, чтобы полная потеря напора на участке между насосными стагщиями при заполнении его подлежащей транспорту нефтью не превышала максимально допустимого напора на станциях и в то же время поток был либо турбулентным, либо находился в третьей зоне характеристики при ламинарном течении. Это позволит выводить трубопровод на стационарный тепловой режим уже при перекачивании транспортируемой нефти. Прогрев можно ускорить, используя для этого вместо маловязкого нефтепродукта подогретую воду, обладающую примерно в два раза большей теплоемкостью, чем нефтепродукты. Время прогрева водой Тв при известном времени прогрева нефтепродуктом т„ определяется по приближенной формуле

4nXL

тв = т„ехр ( --.)

где Св и Св - соответственно массовьи"! расход и теплоемкость воды.

При прогреве водой техник-о-экоиомическим расчетом можно определить, до какого теплового уровня (выше минимального, определяемого максимально допустимыми потерями напора иа перегоне между насосными станциями при перекачке подлежащей транспорту нефти) целесообразно гюдогревать трубопрезвод перед закачкой нефти.

Приведенные ранее формулы следует применять для предварительных расчетов времени прогрева трубопровода. Из-за неточности в определении коэффициентов температуропроводности, теплопроводности и других параметров, а также неточности математической модели фактическое время прогрева может существенно отличаться от расчетного. Поэтому закачку трансгюртируемоГ! нефти надо начинать, когда замеренная приборами температура греющей жидкости в конце перегона между подогревательным!! стан!!иями достигнет заданного значения Тк-

При эксплуатац!1и горячего нефтепровода неминуемы его остановки на более или менее длителы!1,!Й иер!!ОД. Они могут быть вызваны аварией на 0Д1!0М из участков, 1!еобход11мостыо в1этолнения ремонтных работ, перебоями в подаче 1!ефт11 па головную станцию, принятой технологией циклических перекачек и т. п. ЧтобЕЯ по возможности предотвратить «замораживание» трубопровода, необходимо знать так называемое безопас!!ое время остаР!Овки трубопровода, т. е. время, за которое в!2!Сокозпсть!ва!Ощая нефть в остановленном трубопроводе еще не застынет, а вязкость высоковязкой не достигнет того значения, при котором потеря напора превысит допустимый напор на насосной станции.