CC BY
125
УДК 536.2.022:621.64
Н. Э. Молчан, В. П. Руднев Астраханский государственный технический университет
АНАЛИЗ ФАКТОРОВ,
ВЛИЯЮЩИХ НА ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ ПРИ ПЕРЕКАЧКЕ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Как известно, тепловой расчет трубопроводов при перекачке нефтей и нефтепродуктов производят с целью определения температуры потока в конце трубопровода. Для этого используют уравнение Шухова или уравнение Лейбензона [1], в котором, в отличие от первого, учтено тепло от трения при движении потока. Как в первом, так и во втором случае участвующий в уравнениях коэффициент теплопередачи к имеет большое значение и состоит из 4 независимых слагаемых в знаменателе. Для того чтобы упростить расчет к и избавиться от несущественных составляющих, необходимо проанализировать влияние каждое из слагаемых: 5из/1из, 5тр/1тр , 1/^2, 1/^1 .
1. Рассмотрим значение 5из/1из, где 5из - толщина изоляции трубопровода, м; 1из - теплопроводность материала изоляции трубы, Вт/(м- К). В 10-м разделе СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы», область распространения которых - проектирование новых и реконструируемых магистральных трубопроводов с условным диаметром до 1 400 мм включительно и с избыточным давлением среды от 1,2 до 10 МПа, указано, что при проектировании средств защиты стальных трубопроводов (подземных, наземных, надземных и подводных с заглублением в дно) от подземной и атмосферной коррозии следует руководствоваться требованиями ГОСТ 25812-83 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии» и нормативными документами, утвержденными в установленном порядке. Но в соответствии с ГОСТ 9.602-89 «Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии», в область распространения которого входят также общие требования к защите от подземной и атмосферной коррозии магистральных нефте-, газо-, продуктопроводов и отводов от них (магистральные трубопроводы), указано, что на территории России вместо ГОСТ 25812-83 с 1999 г. действует ГОСТ Р51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии». В данном стандарте указано, что в зависимости от диаметра и конкретных условий эксплуатации (максимальная температура транспортируемого продукта) на трубопроводах применяют два типа защитных покрытий: усиленный и нормальный. В ГОСТ Р51164-98 предусмотрено 19 конструкций защитного покрытия усиленного типа, наносимых или в заводских, или в базовых, или в трассовых условиях, и 3 конструкции защитных покрытий нормального типа, наносимых в трассовых услови-
ях [2]. Конструкции защитного покрытия можно разделить на две большие группы:
1) полимерные, включающие в себя:
- изоляционные ленты;
- экструдированный и напыленный полиэтилен;
- эпоксидные и полиуретановые материалы;
2) битумные мастики с оберточными материалами, комбинированные мастичные покрытия.
Покрытия из полимерных изоляционных лент изготавливаются из полиэтиленовых или поливинилхлоридных пленок с нанесенным на одну их сторону подклеивающим слоем. Они имеют низкий срок службы (7-10 лет), вследствие чего их применение ограничено. Эти пленки легко проницаемы для газов и паров и плохо проницаемы для гидратированных ионов минеральных солей, что является одной из причин протекания коррозии под этими покрытиями. Коэффициент теплопроводности полиэтиленовых лент имеет следующие значения: ленты отечественного производства «Полилен» 40-ЛИ-63 ТУ 2245-003-01297859-99 и ленты импортного производства «Поликен» -0,20-0,0024 Вт/(м-К); значение биДиз = 0,006-0,012 м2- К/Вт.
Перспективным направлением в области изоляции является применение покрытий на основе экструдированного полиэтилена, нанесение которого возможно только в заводских условиях. Применение этого вида покрытия началось в СССР в 1975 г. Оно может быть двухслойным (праймер сэвилен + расплав полиэтилена) или трехслойным (порошковый эпоксидный праймер + сэвилен + расплав полиэтилена). В России трубы с экструдированным полиэтиленом выпускают 7 заводов. Например, на ГУП «Московский опытно-экспериментальный трубозаготовительный комбинат» изготавливается двухслойная полипропиленовая изоляция по ТУ 1390-005-01297858-98 для труб 0 57-2 020 мм, на Волжском трубном заводе - трехслойная полиэтиленовая изоляция для труб 0 168-1 220 мм для нефтепровода, в Екатеринбурге на ООО «Трубопласт» - двухслойная полиэтиленовая ТУ 1390-003-001-54341-98 и др. Для покрытий на основе экструдированного полиэтилена применяется полиэтилен марок 10203003, 10404-003, 15303-003 по ГОСТ 16337. Для напыления применяется порошковый полиэтилен марок 20608-012, 20708-016, 20808-024, 20908040 по ГОСТ 16338-85. Теплопроводность таких полиэтиленов равна
0,036-0,038 Вт/(м - К), отсюда значение биз/1ю = 0,002-0,0035/0,036-0,038 = = 0,052-0,097 м2- К/Вт.
Использование же эпоксидного слоя в качестве защитного уменьшает значение слагаемого биз/1из до 0,000005-0,000006 м2- К/Вт. Эпоксидный слой применяется редко в связи с большей трудоемкостью работ по сравнению с другими покрытиями.
Наибольшее значение получается, когда в качестве защитного слоя используются битумные мастики и полиуретановые материалы. Зная минимальную толщину каждого типа конструкции в соответствии с выше-
указанным нормативным документом, можно утверждать, что значение слагаемого 5из/1из варьируется от 0,000005 до 40 м2- К/Вт.
2. Рассмотрим значение 5тр/1тр . Значение толщины и марка металла в соответствии со СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы» определено в ГОСТ 20295-85 «Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов» и в ТУ на трубы диаметром 920 и выше. Значение слагаемого 5тр/1тр варьируется от 0,00015-0,00035 м2- К/Вт, и поэтому влияние на коэффициент теплопередачи к - наименьшее.
3. Рассмотрим значение 1/а2. а2 - коэффициент теплоотдачи (теплообмена) от стенки трубы в грунт, Вт/(м2- К). Для расчета используется формула Власова - Форхгеймера. Глубина заложения трубопровода в грунт Н0 (до оси) принимается равной 2 м, т. к. нижнее значение данной величины ограничено требованиями СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы» по укладке трубопровода от уровня поверхности грунта до верхней образующей трубы: до 0,8 м для труб 0 до 1 000 мм и 1,0 м для труб 0 1 000 мм и выше, а верхнее значение к0 ограничено техническими возможностями роторных экскаваторов, используемых при земляных работах. Значение теплопроводности 1грунта [3], участвующей в вышеуказанной формуле, приведено в таблице.
Значение теплопроводности грунтов
Классификация грунтов по влажности Вид грунта Средняя плотность сухого грунта, кг/м3 Расчетная абсолютная влажность, % Т еплопроводность грунта с учетом влажности, Вт/(м- К)
Относительно сухой Глинистые и суглинки 1 600 2 000 5 0,87 1,74
Пески 1 600 5 1,11
Сухой и песчаные 2 000 2,03
Скальные 2 000 2 400 5 1 2,03 2,33
Глинистые 1 600 20 1,74
и суглинки 2 000 10 2,56
Влажный Пески и песчаные 1 600 2 000 15 5 1,92 3,2
Скальные 2 000 2 400 8 3 2,73 3,48
Глинистые 1 600 23,8 1,86
и суглинки 2 000 11,5 2,67
Водонасыщенный Пески и песчаные 1 600 2 000 23,8 11,5 2,44 3,37
Скальные 2 000 2 400 11,5 3,3 3,37 5,11
Используя данную таблицу, при к0» 2 м и В = 0,273-1,420 м [4] получаем значение слагаемого 1/а2 = 0,09-1,38 м2- К/Вт. При сравнении этих значений со значениями остальных вышеуказанных слагаемых к видно, что 1/а2 имеет в основном одинаковое влияние на к, так же как и слагаемое 5из/1из, кроме случая использования битумных и комбинированных мастик, когда величина 1/а2 намного меньше величины 5из/1из.
Отдельный случай прокладки трубопровода по морскому дну или в плывунах на длинные расстояния уменьшает значение а2 . Глубина Н0 по сравнению с глубиной прокладки в грунтах может быть увеличена в 10 и более раз. Теплопроводность воды 1 » 0,5 Вт/(м- К) меньше теплопроводности грунта » в 2-5 раза, поэтому значение слагаемого 1/а2 в случае прокладки в плывунах или по морскому дну с учетом формулы Власова - Форхгеймера увеличивается до уровня значения 5из/1из в случае использования битумных и комбинированных мастик в качестве изоляции, и, соответственно, величина 5из/1из приближенно равна значению 1/а2 (5из/1из » 1/а2).
4. Рассмотрим значение 1/а^ а! - коэффициент теплоотдачи (теплообмена) от потока нефти или нефтепродукта к стенке трубы, Вт/(м2 - К). Величина коэффициента а1 зависит от режима движения жидкости. В случае ламинарного режима считаем величину а1 величиной постоянной и не зависящей от значения параметра Яе, при этом не происходит интенсификация теплопередачи токами естественной конвекции. В случае ламинарного режима а! определяется по формуле а! = 3,65 1нефти / Ввн. Теплопроводность различных нефтепродуктов имеет следующие значения [5]: 1нефти = 0,175 Вт/(м - К); 1бензин = 0,13-0,08 Вт/(м - К); 1 диз.т0пл = 0,12-0,11 Вт/(м - К). Принимаем для расчета величину 1нефти - как наибольшую. Тогда значение а! для ламинарного режима будет равно 0,45-2,41 Вт/(м2 - К). 1/а1 примет значения 0,415-2,22 (м - К)/ Вт. Однако поскольку ламинарный режим характерен в основном для трубопроводов с малым диаметром (0,213-0,420 м) [5], а в настоящее время наблюдается тенденция к увеличению, то вышеуказанные значения 1/а! можно не учитывать в расчете коэффициента теплопроводности к. При турбулентном режиме значение коэффициента а1 можно подсчитать по формуле а! = 0,12 Яе3/4 - 1нефти / Ввн (Яе>104)[1]. Тогда а! получается равным 15-79 Вт/(м2 - К) и с увеличением параметра Яе будет увеличиваться, и, соответственно, слагаемое 1/а1 становится равным
0.0126.0,067 м2 - К/Вт, и с увеличением параметра Яе будет уменьшаться. Значения слагаемого 1/а1 при турбулентном режиме в 10 раз, как минимум, меньше значений слагаемого 1/а1 при ламинарном режиме и намного меньше значений слагаемых 1/а2 и 5из/1из поэтому использованием 1/а1 в расчете к можно пренебречь.
В итоге на основании вышеуказанного из 4-х слагаемых в формуле коэффициента теплопередачи для расчета можно принимать только слагаемые 5из/1из и 1/а2, а двумя другими можно пренебречь.
СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
1. Лейбензон Л. С. Собрание трудов. Т. 3. - М.: Изд-во АН, 1955.
2. Изоляционное покрытие нового поколения «Асмол» и его модификация - лента «Лиам» / М. З. Асадуллин, Р. М. Аскаров, Ю. В. Теребилов и др. // Обзор. ин-форм. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ООО «ИРЦ ГАЗПРОМ», 2003.
3. Тепловая изоляция / Г. Ф. Кузнецов, В. И. Бельский, В. П. Горбачев и др. -
М.: Стройиздат, 1985.
4. Рудин М. Г., Сомов В. Е., Фомин А. С. Карманный справочник нефтепереработчика / Под ред. М. Г. Рудина. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2004.
5. Черникин В. И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. - М.: ГНТИНИГТЛ, 1958.
Получено 3.11.05
ANALYSIS OF THE FACTORS AFFECTING HEAT TRANSFER COEFFICIENT VALUE DURING TRANSFER OF OIL AND OIL PRODUCTS
N. E. Molchan, V. P. Rudnev
When determining the coefficient k the formula in the domina-tor of which there is the sum of four independent components: Sbend/1bend, 8fn(/1fnc, 1/a2, 1/a is being used. To simplify estimation of k the influence of each of them has been analysed. While determination of the 8bend/1bend the data on operating standard documents on isolation thickness 8bend as well as theoretical data on heat transfer coefficient value 1bend of isolating materials applied at present and in future have been taken into account. In the analysis of 5fnc/1g-ic up to date types of steel with the best strength characteristics capable to endure pressure up to 12 MPa in the pipeline and corresponding coefficient values of steel heat transfer 1fric have been taken into consideration. Heat transfer coefficients a2, a1 have been estimated according to the classical formulas applied to the pipeline transport. As a result of the analysis the following approximate numerical data have been obtained: 8bend/1bend _ 0,000005 - 40 m2-K/Watt; 5fnc/1fric - 0,0001-0,00035 m2-K/Watt 1/a2 at the pipeline depth of h0 » 2 m and the diameter D = 0,273-1,420 m -0,09 - 1,38 m2-K/Watt; 1/ai - 0,012-0,067 m2K/Watt. Therefore in the formula of heat transfer coefficient k for calculation one can use components 8bend/1bend and 1/a2, but the other two ones may be ignored.
