Применение тепловой изоляции

Одним из методов уменьшения затрат на подогрев перекачиваемой нефти является применение тепловой изоляции. В результате этого величина полного коэффициента теплопередачи уменьшается и, следовательно, при прочих равных условиях требуется меньшее число пунктов подогрева.

При использовании тепловой изоляции вначале выбирают материал и конструкцию тепловой изоляции, а затем переходят к определению ее толщины.

Материалы, применяемые для тепловой изоляции, должны обладать следующими свойствами: 1) малым коэффициентом теплопроводности; 2) низкой влагоемкостью и гигроскопичностью; 3) малой плотностью; 4) негорючестью; 5) биологической инертностью по отношению к плесени, паразитам и грызунам; 6) термостойкостью; 7) способностью многократно выдерживать охлаждение и нагрев; 8) прочностью и 9) долговечностью. Кроме того материал тепловой изоляции должен быть дешев и недефецитен. Этим требованиям в основном удовлетворяют пенополиуретан, пенополистирол, минеральная вата, стекловолокно, вермикулит, газобетон и другие материалы.

Наибольшее распространение при изоляции “горячих” магистральных трубопроводов в нашей стране и за рубежом получили пенополиуретаны (ППУ). Пенополиуретан стоек к нефти и ко всем видам нефтепродуктов, надежно работает в интервале температур от 80 до 400 К, обладает высокими теплоизоляционными свойствами и механической прочностью, малой водо- и паро-проницаемостью, повышенной адгезией к различным материалам.

Для образования ППУ необходим ряд компонентов. Основные из них - это эфир изоциановой кислоты (два типа: МДИ или ТДИ) и многоатомные спирты. При смешении этих двух компонентов в результате экзотермической реакции получают уретан. Чтобы получить ППУ необходимы агенты, непосредственно не участвующие в реакции, но способствующие образованию пор и приданию им правильной формы. Для порообразования используют низкокипящие жидкости, испаряющиеся при температуре изотермической реакции с образованием СО₂ (например, “рефрижерант 11”). Реакция образования ППУ протекает при обильном выделении СО₂, вследствие чего получающаяся масса вспенивается, расширяясь в 20...30 раз, а затем затвердевает.

Под агентами, контролирующими форму пор, подразумеваются добавки, благодаря которым не менее 90% пор закрыты, что повышает изоляционные свойства ППУ.

В нашей стране и за рубежом разработано много марок пенополиуретана, которые различаются соотношением компонентов наполнителей при получении ППУ. Это - ППУ-3С, ППУ-3Н, ППУ-17Н и др. (Россия), “Мобей” (США), “Байер” (Великобритания).

Соответствующая ППУ конструкция тепловой изоляции представляет собой концентрическую оболочку теплоизоляционного материала, покрытую защитным кожухом из полиэтилена, рубероида, бризола, экструдированного пластика, листовой стали или алюминия.

Как уже отмечалось, применение тепловой изоляции на магистральных трубопроводах позволяет сократить число пунктов подогрева и, следовательно, снизить затраты на их сооружение и эксплуатацию. Причем, чем толще тепловая изоляция, тем меньше число таких станций. Однако с увеличением толщины изоляции растут затраты уже на ее сооружение и эксплуатацию. Таким образом, для определения толщины тепловой изоляции требуется решить технико-экономическую задачу.

Рассмотрим стационарный режим эксплуатации “горячего” теплоизолированного трубопровода (расход Q, начальная и конечная температура перекачиваемой жидкости не изменяются во времени). Для определения толщины тепловой изоляции надо выразить через нее стоимость сооружения и эксплуатации как теплоизоляционного покрытия, так и пунктов подогрева.

Величина полного коэффициента теплопередачи для теплоизолированного трубопровода без внутренних отложений описывается формулой (2.15). Для подземных магистральных трубопроводов в общем случае a₂ находится с учетом сопротивления теплопереходу на границе “грунт-воздух” по формуле (2.16).

Тогда

. (2.38)

Для подземных магистральных трубопроводов с малой погрешностью двумя первыми слагаемыми в правой части (2.15) можно пренебречь. Тогда с учетом (2.38) его можно представить в виде

, (2.39)

где ;

.

С учетом данного выражения требуемое число пунктов подогрева составит

. (2.40)

Выразим величины капитальных и эксплуатационных расходов на подогрев.

Стоимость пункта подогрева пропорциональна площади поверхности нагрева тепловых установок F_т и равна

(2.41)

где s_т - стоимость 1 м² поверхности нагрева с учетом стоимости

вспомогательного оборудования и зданий тепловых установок.

Общая поверхность нагрева тепловых установок составляет

,

где Q_т - затраты тепла на нагрев перекачиваемой нефти на каждом пункте подогрева;

q₁ - теплоотдача 1 м₂ поверхности тепловой установки;

h_т - к.п.д. тепловых установок;

D_р - коэффициент их резерва.

Нетрудно видеть, что величина не зависит от диаметра тепловой изоляции.

Эксплуатационные расходы по одному пункту подогрева складываются из амортизационных отчислений , а также заработной платы персонала и расходов на топливо, воду, смазку

, (2.42)

где x_тс - норматив амортизационных отчислений для пунктов подогрева;

А₁ - эксплуатационные расходы по одному пункту подогрева,

независящие от D_из.

Общие приведенные затраты в пункты подогрева составят

, (2.43)

где - приведенные годовые затраты в один пункт

подогрева, .

Составим теперь функцию приведенных затрат для тепловой изоляции. Капиталовложения на ее сооружение пропорциональны весу затраченного материала и равны

, (2.44)

где s_из, r_из - соответственно стоимость единицы массы и плотность

тепловой изоляции;

А₂, А₃ - расчетные коэффициенты,

;

Эксплуатационные расходы на содержание тепловой изоляции трубопровода складываются из отчислений на ее амортизацию и текущий ремонт , а также затрат, независящих от толщины тепловой изоляции А₄, т.е. равны

. (2.45)

Следовательно, приведенные годовые затраты на тепловую изоляцию составляют

. (2.46)

Таким образом, целевая функция суммарных приведенных годовых затрат в пункты подогрева и тепловую изоляцию может быть записана в виде

, (2.47)

где S₁, S₂, S₃ - расчетные коэффициенты

; .

Для определения оптимального диаметра тепловой изоляции продифференцируем полученное выражение по D_из и приравняем результат нулю

.

Откуда

. (2.48)

Впервые данное уравнение было получено П.И. Тугуновым совместно с М.В. Нечвалем. Оно решается относительно D_из методом последовательных приближений.

Мы рассмотрели только один случай определения толщины тепловой изоляции - при стационарном режиме перекачки по подземному трубопроводу. Однако подобные задачи решены и для нестационарных условий, для различных способов прокладки, с учетом гораздо большего числа факторов (наличия отложений парафина, выделения тепла трения и т.д.). Об этих методах расчета, а также о зарубежном опыте применения теплоизолированных трубопроводов, конструкциях теплоизоляционных покрытий устройствах для нанесения тепловой изоляции можно прочесть, например, в монографии П.И. Тугунова “Тепловая изоляция нефтепродуктопроводов и резервуаров”.- М: Недра, 1985.-152 с.

2.3.7.3. Общий случай определения оптимальных параметров

“горячей” перекачки по теплоизолированному трубопроводу

При оптимизации температурного режима перекачки, толщины тепловой изоляции, числа пунктов подогрева и насосных станций необходимо учитывать следующие ограничения:

1) число пунктов подогрева N_тс и насосных станций n должно быть целым;

2) толщина тепловой изоляции не должна быть меньше минимально допустимой (по технологическим соображениям) величины, т.е. ;

3) начальная и конечная температуры нефти не должны выходить за пределы допустимых значений, то есть Т_н £ [Т_н] и Т_к ³ [Т_к];

Ранее рассмотренные подходы к оптимизации отдельных параметров “горячей” перекачки этих ограничений не учитывают. Поэтому нами был предложен следующий алгоритм одновременной оптимизации всех параметров “горячих” теплоизолированных трубопроводов.

Из имеющегося опыта проектирования “горячих” трубопроводов известно, что нефтеперекачивающие станции на них удалены друг от друга на расстояние от 50 до 150 км. Это позволяет назначить пределы варьирования числа НПС от до . Найденные значения округляем до ближайших целых и . Соответственно расстояние между НПС будет находиться в пределах

от до .

Полагая число пунктов подогрева кратным числу нефтеперекачивающих станций, можем найти

,

где - средний коэффициент кратности числа пунктов подогрева числу НПС, ³ 1 и принимает только целые значения.

Таким образом, первое ограничение непосредственно вносится в алгоритм расчета.

При заданной производительности трубопровода выбор насосов и определение их количества на НПС не представляет труда. Следовательно, напор насосной станции Н_ст известен. Согласно уравнению баланса напоров, он полностью расходуется на преодоление трения и разности нивелирных высот на перегоне между станциями. Так как точная величина Dz_ст нам неизвестна примем в расчете ее определенное значение . Тогда уравнение баланса напоров для участка трубопровода между пунктами подогрева примет вид

. (2.49)

В нем 2 неизвестные: Т_н и Т_к . В качестве дополнительного условия используем уравнение Шухова

.

Перед нами 2 уравнения с 3 - мя неизвестными: Тн, Т_к и К. Последняя величина зависит от толщины тепловой изоляции. Задаваясь ей с учетом второго ограничения, а также величинами l и , можем решить эти два уравнения методом последовательных приближений относительно Т_н и Т_k . Таких пар связанных друг с другом начальной и конечной температур мы получим столько сколько зададим вариантов величины Т_н. Те пары, в которых Т_н и Т_к не удовлетворяют наложенным ограничениям, отбрасываем. То есть сразу учитываем третье ограничение.

Таким образом расчет будет выполнен по числу вариантов

,

где -число рассматриваемых вариантов по числу

насосных станций, коэффициенту кратности, толщине тепловой

изоляции и начальной температуре (подогрева) в отдельности.

Для каждого варианта вычисляются суммарные приведенные затраты на насосные станции, пункты подогрева и тепловую изоляцию трубопровода. Оптимальные параметры для заданного диаметра трубопровода соответствуют минимальным приведенным затратам.Число вариантов расчета можно уменьшить, введя упрощающее допущение. В чем оно состоит? Многочисленные расчеты показывают, что с достаточной точностью гидравлический расчет “горячей” перекачки можно выполнять по формулам, справедливым для изотермического течения, но при этом вязкость, плотность и расход нефти надо брать при средней температуре перекачки ( ; справедливо при Ш_у = 3). Поэтому примем, что

.

Учитывая, что при последующей расстановке насосных станций и пунктов подогрева температуры Т_н и Т _к будут корректироваться, погрешность такого допущения практически сводится к нулю.

Оно дает нам существенное упрощение оптимизационного расчета. В этом случае уравнение баланса напоров имеет вид

. (2.50)

В нем лишь одна неизвестная - Т_ср, которую легко определить. Задаваясь Т_н, соответствующее значение Т_к найдем, как Поскольку в каждом варианте Т_н и Т_к нам известны, то из формулы для расчетного числа пунктов подогрева на теплоизолированном трубопроводе легко выразить требуемый наружный диаметр теплоизоляционного покрытия

, (2.51)

т.е. число анализируемых вариантов уменьшается в раз.

Для выбора оптимального диаметра “горячего” трубопровода нужно сначала для каждого из них установить оптимальные Т_н, Т_к, n, и D_из, затем приплюсовать приведенные затраты на линейную часть и выбрать вариант с наименьшими затратами.

Пример. Определить оптимальные параметры “горячей” перекачки 10 млн.т/год нефти плотностью 890 кг/м³, вязкостью при О ^оС равной 119,1МПа×с, коэффициент крутизны вискограммы для которой равен 0,044 1/град. Длина нефтепровода 450 км, диаметр 529 мм. Максимально допустимая начальная температура нефти равна 60 ^оС, минимально допустимая конечная - 5 ^оС, температура грунта в ненарушенном тепловом состоянии - О ^оС. Материал тепловой изоляции пенополиуретан.

Исходя из опыта эксплуатации “горячих” нефтепроводов, число НПС в рассматриваемом случае может изменяться от 3 до 9. Однако при числе НПС меньшем, чем 4, требуемая средняя температура нефти, найденная из уравнения баланса напоров, превышает максимально допустимую начальную температуру, а при числе НПС большем, чем 6, не выполняется ограничение по минимально допустимой конечной температуре. Таким образом из 7 возможных значений числа НПС достаточно рассмотреть лишь три.

Исходя из требуемой средней температуры нефти в трубопроводе, равной при 4-х станциях 45,1 ^оС, при 5-ти станциях - 29,3 ^оС, при 6-ти станциях-12,2 ^оС, задавая величины Т_н от 60 ^оС с шагом через 5 градусов, находим соответствующие величины Т_к, удовлетворяющие третьему ограничению. Задаваясь коэффициентом кратности от 1 до 5, определяем наружный диаметр тепловой изоляции и суммарные приведенные затраты на перекачку, подогрев и тепловую изоляцию. Оптимальным является вариант, когда число НПС равно 4, коэффициент кратности = 1, начальная и конечная температуры равны соответственно 50 и 42,7 ^оС, толщина тепловой изоляции - 15 мм.

2.3.8. Нестационарность режимов при эксплуатации “горячих”

Трубопроводов

Эксплуатация “горячих” трубопроводов сопряжена со значительными трудностями.

При выводе формулы Шухова, потерь напора в “горячем” трубопроводе, определении толщины тепловой изоляции и решении других задач, мы полагали режим перекачки стационарным, т.е. расход, температурный режим и др. параметры постоянным. неизменными во времени. На самом деле значительную часть времени “горячие” нефтепроводы работают в нестационарном тепловом и гидравлическом режимах.

Одной из причин нестационарности является сезонное изменение температуры грунта, окружающего трубопровод. При сохранении неизменной начальной температуры нефти характер изменения ее конечной температуры такой же, как и температуры грунта (сдвиг по фазе равен нулю), но амплитуда колебаний Т_к меньше, чем у Т_о. Изменение температурного режима, в свою очередь, приводит к изменению расхода в трубопроводе, т.е. к гидравлической нестационарности.

Другая причина нестационарности связана с остановками перекачки. Такие остановки могут быть плановыми (при циклической эксплуатации “горячего” трубопровода, при проведении плановых ремонтов и т.д.) и внеплановыми (аварии, прекращение энергоснабжения, переполнение резервуарной емкости в конце нефтепровода и др.). В обоих случаях нефть в остановленном трубопроводе и грунт вокруг него постепенно остывают. При последующем пуске “горячего” трубопровода происходит вытеснение остывшего продукта разогретым (аналог последовательной перекачки) и увеличение расхода в трубопроводе. Однако даже после завершения замены остывшей нефти на разогретую выход трубопровода на стационарный режим не произойдет. Расчеты показывают, что только через несколько суток (около 10) температура перекачиваемой жидкости становится близкой к стационарной величине (80...90 % от температуры стенки). Все это время одновременно с прогревом трубопровода идет процесс прогрева окружающего грунта. При этом следует иметь в виду, что прогревается не весь массив грунта, окружающего трубопровод, а только кольцо грунта толщиной 10...20 см вокруг трубы. Для поддержания примерно постоянного температурного режима перекачки достаточно, чтобы вокруг трубы был прогрет небольшой слой грунта. Однако этот режим очень далек от стационарного. Трубопровод в таком состоянии нельзя останавливать на значительное время, не опасаясь его “замораживания”. По этой же причине нельзя снижать температуру подогрева и расход перекачиваемой жидкости.

Для полного прогрева грунта вокруг трубопровода требуется 2000...3000 часов. Так что стационарного режима работы “горячие” трубопроводы практически не достигают. Можно говорить лишь об условностационарном режиме.