Об особенностях эксплуатации трубопровода, оснащенного системой электроподогрева

© Е.И. Крапивскин, И.А. Вишняков, 2012

УДК 622.692.4:550.832

Е.И. Крапивский, И.А. Вишняков

ОБ ОСОБЕННОСТЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДА, ОСНАЩЕННОГО СИСТЕМОЙ ЭЛЕКТРОПОДОГРЕВА

Демонстрируются возможности применения разработанной методики теплового и гидравлического расчета нефтепровода, оснащенного системой электроподогрева, в программном комплексе АМБУБ/Яие^. Предложены формулы для подбора требуемой мощности системы электроподогрева при неустановившихся тепловых режимах работы трубопровода, а также графический метод ускоренного решения данной задачи при установившемся тепловом режиме работы трубопровода. Ключевые слова: нефтепровод, система электроподогрева, подбор мощности.

В основе расчетов трубопроводов лежит получение гидравлической характеристики трубопровода. Гидравлические режимы газопроводов и трубопроводов вязких нефтей во многом зависят от тепловых режимов. Тепловые режимы, в свою очередь, определяются гидравлическим состоянием потока. Поэтому тепловой расчет трубопровода является неотьемлемой частью проектирования.

Особый интерес представляет процесс теплообмена в трубопроводе, оснащенном тепловым сопровождением (греющий кабель, равномерно охватывающий внешнюю поверхность трубопровода по спиралевидной траектории, либо коаксиальные нагреватели). Особенности расположения обогревающих элементов на поверхности трубопровода определяют характер теплообменных процессов, проходящих между элементами системы «нефть-обогревающий элемент-окружающая среда».

Коаксиальный нагреватель представляет собой приваренную с внешней стороны трубопровода металлическую трубку, внутри которой проложен медный проводник.

Основными функциями, являющимися одновременно особенностями,

систем электрообогрева гибкими и коаксиальными нагревателями являются:

• компенсация теплопотерь, обогрев возмещает теплоотдачу трубы в окружающую среду;

• технологический обогрев, поддержание температуры в заданном диапазоне для данного процесса;

• стартовый разогрев — разогрев текущей по трубе жидкость на определенном участке, для обеспечения нормальных условий транспортировки на остальной части трубопровода;

• увеличение скорости транспортировки нефти;

• предотвращение выпадения твердых фракций из транспортируемого продукта по трубопроводу;

• возможность прокладки трубопровода на меньшей глубине или над поверхностью земли.

Для полной отдачи тепла от теплопровода к транспортному трубопроводу необходимо увеличивать контактную поверхность трубопроводов и улучшить условия теплообмена внутри изоляционной конструкции. С этой целью используется различное конструктивное исполнение тепловой изоляции и расположение нагревателей относительно трубопровода. В

работах А.К. Галлямова, А.Ф. Юкина и др. экспериментально установлено, что эффективность путевого подогрева зависит от размещения электронагревательных элементов на поверхности трубопровода [1]. Наиболее эффективна прямолинейная прокладка электрона-гревательнык элементов вдоль нижней образующей трубопровода.

Разработанная авторами методика по расчету «горячего» нефтепровода, оснащенного системой электроподогрева, в системе вычислительной гидрогазодинамики ДН8У8/Р1иеП позволила выявить, что при прочих равных условиях среднее повышение температуры потока на выходе стометрового участка трубопровода (при установке нагревателей вдоль нижней образующей трубопровода) до 7 % выше аналогичного показателя для остальных двух случаев (вдоль боковой или верхней образующей трубы). Для магистральных трубопроводов большого диаметра наиболее энергетически эффективным является установка двух нагревателей под углом 45° по обе стороны от нижней образующей трубопровода. Установлено, что одну нагревательную трубу монтируют для обогрева трубопроводов до 245 мм, две трубы — до 426 мм, три трубы — до 630 мм и т.д. [3].

В случае установившегося течения нефти вся генерируемая негрева-телем теплота уходит на теплопотери в окружающую среду. Таким образом, требуемую мощность Р, Вт, нагревателя на участке надземного трубопровода длиной Ь можно расчитать следующим образом [2]

Т - Т

Р = к „ к н Ь н о

1

1

, а

1п—— + -1пк Н, а, па'

где кп — коэффициент, учитывающий потери тепла через опоры и ар-

матуру; кн — коэффициент неучтенных потерь, принимается равным 1,1; Тнп — температура нефтепродукта, К; То — температура окружающего воздуха, К; X из — коэффициент теплопроводности материала изоляции, Вт/(м-К); ёиз — наружный

диаметр тепловой изоляции, м; ён — наружный диаметр трубопровода, м; а н — коэффициент теплоотдачи конвекцией и излучением от наружной поверхности теплоизоляции в окружающий воздух, Вт/(м2-К).

Для трубопроводов, расположенных на открытых площадках, кп = 1,25 , а для трубопроводов в закрытых помещениях к п = 1,2 [2]. Предполагается, что мощность нагревателя должна быть достаточной для компенсации теплопотерь в окружающую среду по всей длине трубопровода с учетом дополнительных потерь, связанных с ветром, влажностью, осадками и теплопотерями через опоры и арматуру.

Для ламинарного течения при неустановившемся режиме, когда на участке трубопровода длиной Ь повышается температура нефти от значения Тн до Тк , требуемая

мощность нагревателя может быть найдена по формуле:

р = °.5(Т.+Т. > -Т+

лам п н

1

• к_н_

- 1п ^ +

1

2пх из а +0,25Снпа]нЬрн.ср -Т (Тк - Тн) +

а н памз

+Стрттр 1 (Тк - Тн ) ,

где Сн — удельная теплоемкость нефти, Дж/(кг-К); ё — внутренний

Требуемая мощность электроподогрева для трубопровода диаметром 319 мм

диаметр трубопровода, м; ри.ср —

средняя плотность нефти на рассматриваемом участке, кг/м3; т — время подогрева, с; С ^ — удельная теплоемкость материала трубы, Дж/(кг-К); ттр — масса участка трубы длиной Ь, кг.

Время преодоления потоком нефти расстояния Ь необходимо определять как отношение обьемного расхода нефти к площади поперечного сечения трубопровода.

Для развитого турбулентного течения при неустановившемся тепловом режиме требуемая мощность электроподогрева может быть найдена по формуле:

Р = 0,5(Т + Т,)Ти-Т +

Ртурб - К „к н£ 1 ^

-1п-

1

2пЧз ¿и а и^и 9 7 7

+пСи «ззрц(! - 53^)х

V8 v8d8

1

1

1Р и.ср -

где у — средняя кинематическая вязкость нефтепродукта, м2/с; Уср —

средняя скорость потока жидкости, м/с.

На основе уравнений теплообмена, СП 41-103-2000 «Проектирование тепловой изоляции оборудования и трубопроводов», СНиП 41-03-2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов» получены графики для ускоренного подбора требуемой мощности системы электроподогрева со следующими исходными данными: разность температур перекачиваемой жидкости и окружающей среды, диаметр трубопровода. На рисунке представлена совокупность графиков, позволяющая подобрать требуемую мощность электроподогрева для трубопровода с наружным диаметром 319 мм на основании максимально возможной разницы температур между перекачиваемым нефтепродуктом и окружающей средой. Штриховая линия описывает закон изменения величины требуемой мощности электроподогрева при максимальной разнице температур между нефтепродуктом и окружающей средой. Сплошные прямые определяют режим работы систе-

мы электроподогрева трубопровода, для которого определены максимальная разница температур нефтепродукта и окружающей среда, и помогают определить мощность электроподогрева в случае повышения температуры окружающей среды, либо снижения средней температуры перекачки нефтепродукта. Каждому из режимов, описываемых сплошными прямыми, соответствует определенная мини-

мальная толщина тепловой изоляции трубопровода (указана в верхней части графика). Данные графики были построены для всего ряда стандартных наиболее используемых диаметров магистральных трубопроводов.

Полученные результаты имеют определенную практическую ценность и могут быть использованы в расчетах «горячих» трубопроводов, оснащенных системой электроподогрева.

1. Бахтизин Р.Н., Галлямов А.К., Юкин А. Ф. и др. Транспорт и хранение высоковязких нефтей и нефтепродуктов. Применение электроподогрева. — М.: Химия, 2004. — 198 с.

2. Фонарев З.И. Обзор. сер. «Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводород-

- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ного сырья». — М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1977.

3. Фонарев З.И. Электрообогрев трубопроводов, резервуаров и технологического оборудования в нефтяной промышленности. — Л: Недра, 1984. — 148 е.. ЕЕЭ

КОРОТКО ОБ АВТОРАХ -

Крапивский Евгений Исаакович — доктор геолого-минералогических наук, профессор, e-mail: krapivsky@rambler.ru.

Вишняков Иван Александрович — аспирант, e-mail: Ivanvishnyakov@mail.ru, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», г.Санкт-Петербург.