Тепловой расчет трубопровода, оснащенного системой электроподогрева стенки

--© Е.И. Крапивский, И.А. Вишняков,

2013

УДК 622.692.4:550.832

Е.И. Крапивский, И.А. Вишняков

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДА, ОСНАЩЕННОГО СИСТЕМОЙ ЭЛЕКТРОПОДОГРЕВА СТЕНКИ

Демонстрируются возможности применения разработанной методики теплового расчета нефтепровода, оснащенного системой электроподогрева, в программном комплексе АЛБУБ/НиеП с целью вывода критериальных уравнений теплообмена. Предлагается методика подбора тепловой изоляции трубы и требуемой мощности системы электроподогрева неизотермического трубопровода.

Ключевые слова: нефтепровод, система электроподогрева, критериальное уравнение, подбор мощности.

Одним из видов подогрева высоковязких нефтей является попутный подогрев с помощью электронагревательных элементов, закрепленных на внешней поверхности стенки трубопровода. Использование спиральной намотки гибкого нагревательного элемента или равномерное расположение не менее трех линейных нагревателей на поверхности трубопровода приводит к созданию теплового пограничного слоя по всему периметру сечения трубы. В настоящее время не существует достаточно строгой теории, описывающей теплообмен при внутритрубном течении нефти с подогревом пристеночного слоя потока. В данной работе поставлена задача разработки методики теплового расчета такого трубопровода.

Методика теплового расчета должна основываться на уравнения, полученных экспериментальным путем. Нами было решено провести вычислительный эксперимент на созданной в программном комплексе АЫБУБ 13.0 компьютерной математической модели трубопровода, оснащенного системой электроподогрева, и на основании полученных данных вывести

критериальные уравнения теплообмена.

Модель трубопровода создавалась согласно ранее разработанной методике со следующим допущением: источником генерируемого тепла выступает металл стенки трубы. Возможность применения данного допущения объясняется тем, что коэффициент теплопроводности металла трубы на три порядка больше коэффициента теплопроводности теплоизоляции и на два порядка больше коэффициента теплопроводности разогреваемой нефти, поэтому вся теплота, выделяемая кабелем, поглощается материалом трубопровода [1]. Применимость данного допущения также обоснована соответствующими расчетами. В результате время, потраченное на расчет компьютерной матема-тичекой модели, сократилось в десятки раз без снижения точности получения конечных данных.

Одновременно на базе кафедры проектирования и эксплуатации магистральных газонефтепроводов Ухтинского государственного технического университета (г. Ухта) были проведены экспериментальные исследования

Схема экспериментальной установки: РТ-240 - регулятор температуры; НМ - насос магистральный; Р - расходомер; ТД-1, ТД-2 - температурные датчики; 40ТМОЭ - электронагревательный кабель

электроподогрева пристеночного слоя вязкой жидкости при ее внутри-трубном течении (на рисунке представлена схема стенда).

В качестве рабочей жидкости установки использовался 25%-ный раствор глицерина в воде. В ходе лабораторных исследований осуществлялся замер температуры жидкости Тн на входе участка нагрева, температура жидкости Тк на выходе участка нагрева и температура окружающего воздуха То при следующих варьируемых величинах: общая мощность электроподогрева, расход жидкости, наличие либо отсутствие тепловой изоляции трубопровода. В результате удалось получить данные по интенсивности нагрева перекачиваемой рабочей жидкости при следующих значениях варьируемых величин: расход жидкости 0,12-1,35 м3/ч, температура окружающей среды 24-28 °С, мощность электроподогрева 500-960 Вт.

Был проведен сравнительный анализ данных, полученных при одних и тех же граничных условиях с помощью лабораторной установки и ее компьютерной модели. В качестве критерия соответствия тепловых про-

цессов, возникающих при работе лабораторной установки и ее компьютерного аналога, использовалась величина нагрева жидкости при прохождении исследуемого участка трубопровода. В процессе проверки данного соответствия параметры компьютерной модели корректировались путем ввода в заданные граничные условия модели поправочных коэф-фицентов (коэффициенты неучтенных потерь тепла и дополнительных потерь тепла). В результате удалось получить компьютерную математическую модель, согласующуюся с натурной экспериментальной установкой с достаточной для инженерных расчетов точностью.

При дальнейших расчетах тепловые и гидравлические режимы работы компьютерной модели трубопровода были приближены к промышленным.

При проведении экспериментов на компьютерной математической модели трубопровода, использовалась методика рационального планирования М.М. Протодьяконова и Р. И. Те дера [2]. Использование данной методики позволило сократить количество проводимых экспериментов в 5 раз без

потери точности выводимых зависимостей.

Для вывода уравнений теплообмена в трубопроводе, оснащенном системой электроподогрева пристеночного слоя, использовались п-теорема и метод получения эмпирических формул, предложенный В.М. Мордашевым [2]. п-теорема заключается в анализе размерностей и установлении связей между физическими величинами. Метод В.М. Мордашева заключается в определении многомерной функции на основе анализа средних геометрических значений параметров, от которых эта функция зависит. В результате были получены следующие системы уравнений:

• для турбулентного режима течения нефти

ГМ1иж = ОЛИЯе?79 Рг0;252

= 1,1972 Яе"

(2,2Рьёт РгЖ +^

ую15-рУр ,

• для ламинарного режима течения нефти

Ып0 = 1,4 ЯеО:555 Рг°;248 г.

= 1,3592 Яе"

(13,4РА РгЖ + ^

1015-рУр

где Миж — критерий Нуссельта; Нвж — критерий Рейнольдса при средней температуре нефти; Ргж — критерий Прандтля; К — средняя температура стенки, °С; Кнср — средняя температура потока, °С; Рь — мощность электроподогрева, идущая на нагрев нефти, Вт; с1вн — внутренний диаметр трубы, м; рж — плотность нефти, кг/м3; уср — кинематическая вязкость нефти при средней температуре потока, м2/с.

Система формул 1 справедлива при 2850 < Неж < 10000; 0,68 < Ргж < 6,42 и 20 < Р< 350. Система формул 2 справедлива при 400 < Явж < 2000; 1,01 < Ргж < 23,67 и 20 < Р< 350.

Среднеквадратичная погрешность расчета по приведенным формулам критерия Нусельта для ламинарного потока составляет 9,1 %, для турбулентного — 9,2 %. Среднеквадратичная погрешность расчета по приведенным формулам величины Кс/Кн,ср для ламинарного потока составляет 2,1 %, для турбулентного — 0,8 %.

На основе вышеприведенных критериальных уравнений была разработана методика расчета теплового режима работы неизотермического надземного трубопровода, которая позволяет найти требуемую мощность электроподогрева пристеночного слоя, общую мощность системы электроподогрева, толщину тепловой изоляции, а также оценить степень нагрева стенки трубы.

Исходными данными для расчета являются: расход нефти С вязкость 2, плотность рго, удельная теплоемкость ср, теплопроводность X нефти; коэффициент крутизны вискограммы и; длина Ь, внутренний диаметр свн трубопровода; толщина стенки трубопровода 3; температура окружающей среды 0 коэффициент теплоотдачи в окружающую среду а2; температура нефти в начале нив конце к трубопровода.

Последовательность расчета следующая:

1) Вычисление чисел Рейнольдса ЯеСж и Прандтля Ргж.

2) Определение режима течения нефти в зависимости от НеСж.

3) Вычисление числа Нуссельта МиСж для данного режима течения.

4) Решение системы уравнений с двумя неизвестными: Р^ — мощность электроподогрева, идущая на нагрев нефти, и С — средняя температура стенки трубы. Определение Р Определение температуры С и сравнение ее с максимально допустимой.

5) Определение нормы теплового потока согласно [3].

6) Определение толщины тепловой изоляции.

7) Определение мощности электроподогрева, идущей на компенсацию тепловых потерь в окружающую среду.

8) Определение полной мощности системы электроподогрева.

Таким образом, была разработана методика теплового расчета надземного трубопровода, оснащенного системой электроподогрева стенки трубы.

1. Еремин И. И. Температурный режим электрообогреваемого трубопровода при спиральном расположении электронагревательных лент // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1978. — №1. — С. 8—12.

- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

2. Протодьяконов М.М., Тедер Р.И. Методика рационального планирования экспериментов. — М.: Наука, 1970. — С. 76.

3. СНиП 41-03-2003. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов / Госстрой России. — М., 2003. — 66 с. [ГШ

КОРОТКО ОБ АВТОРАХ -

Крапивский Евгений Исаакович— доктор геолого-минералогических наук, профессор, Krapivsky@ramb1er.ru,

Вишняков Иван Александрович— аспирант, Ivanvishnyakov@mai1.ru, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный».

ГОРНАЯ КНИГА

Финансовая политика горных компаний

А.Л. Пучков 2013 год 168 с.

ISBN: 978-5-98672-340-2 UDK: 622:338.23:336

Рассмотрен комплекс вопросов, определяющих финансы предприятий горнодобывающего производства, вопросы управления ими, методы их экономической оценки, финансовые ресурсы горных предприятий и результаты их использования в процессе добычи полезных ископаемых; а также методы оценки эффективности реализации инвестиционных проектов, внедрения новой техники и другие актуальные вопросы.

Для студентов, обучающихся по направлению «Экономика» и специальности «Финансы и кредит».