Тепловой расчет трубопровода смеси сжиженных углеводородных газов при его останове Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

Р.М. Садыкова, Е.И. Крапивский

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДА СМЕСИ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ ПРИ ЕГО ОСТАНОВЕ

Проведен анализ рисков разрыва трубопровода смеси сжиженных углеводородных газов во время останова перекачки. Основная опасность заключается в том, что смесь нагревается и при переходе из жидкого состояния в газообразное увеличивается в объеме в 400 раз. Предложены способы снижения рисков разрыва трубопровода. Проведены тепловой и гидравлический расчеты трубопровода. Исследован нагрев текущей смеси в трубопроводе с учетом и без учета дополнительного охлаждения в виде сезонно-действующих охлаждающих устройств. Исследован нагрев остановленного трубопровода. Приведено исследование нагревания неохлаждаемого остановленного трубопровода с учетом парообразования в зависимости от количества жидкости, перешедшей в газовое состояние. По результатам расчетов сделан вывод. Ключевые слова: низкотемпературный трубопровод, тепловой расчет, теплофизические параметры, останов трубопровода, сжиженные углеводороды, транспорт СПГ.

УДК 622.691.4; 622.692.4

Проект «Ямал СПГ» реализуется на полуострове Ямал за Полярным кругом на базе Южно-Тамбейского месторождения. Оператором Проекта является ОАО «Ямал СПГ» — совместное предприятие ОАО «НОВАТЭК» (60%), концерна TOTAL (20%) и Китайской Национальной Нефтегазовой Корпорации (20%).

Местоположение Ямала создает гибкую конкурентоспособную логистическую модель, обеспечивающую круглогодичные поставки СПГ на рынки Европы и Северной Америки, а также прямые поставки в Азиатско-Тихоокеанский регион через Северный морской путь.

В наших работах [1, 2] проведено обоснование возможности транспортировки смеси сжиженного природного газа и газового конденсата по низкотемпературному подземному трубопроводу высокого давления Тамбей — Бованенково с последую-

ISSN 0236-1493. Горный информационно-аналитический бюллетень. 2016. № 4. С. 84-95. © 2016. Р.М. Садыкова, Е.И. Крапивский.

щей регазификацией и транспортировкой газового конденсата по железной дороге. Принято, что по продуктопроводу будет на первом этапе транспортироваться 5 млн т смеси сжиженного углеводородного газа (треть от общей производительности завода), в том числе 4,5 млн т метана и 0,5 млн т газового конденсата. Условная длина продуктопровода по этому маршруту около 200 км.

Проектируемый трубопровод в основном будет строиться зимой. На рис. 1 показан профиль траншеи. Для исключения расхолаживания в летний период трубопровод укладывается на несколько большую глубину, чем обычно укладываются подземные — 2 м на многолетнемерзлых породах и 2,5—3 м на участках таликов, мелких озерах и реках.

Для поддержания низкой температуры вдоль трассы трубопровода планируется использовать замораживание околотрубного пространства трубопроводов зимой (в северных районах) с помощью специальных термосвай с вертикальной и горизонтальной испарительной частью), использование высококачественной заводской тепловой изоляции (из пенополиуретана или типа K-FLEX — рис. 3 и установки холодильных установок совмещенных с нефтеперекачивающими криогенными станциями на определенных расстояниях вдоль трубопровода (по предварительным расчетам около 100 км).

Рис. 1. Схема укладки подземного криогенного трубопровода сжиженных газов а, б — схема траншеи трубопровода Тамбей-Бованенково: 1 — насыпь (естественный и привозной грунт), 2 — теплоизоляция (из пенополиуретана), 3 — теплоизоляционный слой, 4 — набивка, 5 — винтовая термосваи, 6 — настил (песок)

Смесь сжиженных углеводородных газов, которую предлагается перекачивать по нашему трубопроводу содержит 90—95% метана и 5—10% газового конденсата. Такое сочетание позволяет перекачивать смесь при температуре минус 50 °С, при давлении не выше 12 МПа и не требует специальных криогенных оборудований и сталей. Стали класса прочности Х70, Х80 (российские аналоги-К60, К65) работоспособны при вышеуказанных температуре и давлении.

При остановах перекачки существует опасность разрыва трубопровода. Смесь нагревается и при переходе из жидкого состояния в газообразное увеличивается в объеме в 400 раз. Для снижения рисков разрыва трубопровода при останове перекачки, мы предлагаем применять следующие меры:

а) Увеличение концентрации газового конденсата в смеси При плановом останове трубопровода рекомендуется изменить концентрацию газового конденсата в смеси. Теплофи-зические параметры смеси представлены в работе [3]. Анализ различных вариантов состава смеси показывает, что увеличение концентрации газового конденсата приводит к повышению критической температуры, и к повышению критического давления.

В соответствии с РД-75.180.00-КТН-198-09 ОАО «АК «Транснефть» [6]:

Для заданной проектной пропускной способности 5 млн т в год, внутреннего диаметра трубопровода 590 мм, при заданной плотности 430 кг/м3 (с учетом 350 рабочих дней в году) определяем расчетную скорость перекачки:

5 • 106 • 4

V =

= 1,391 м/с. (1)

0,435 • 350 • 24 • 3600 • 3,14 • 0,5902 Потери давления на 1 км трубопровода составили:

1 г;2

Ар = р-Я — • — = 6,654 • КПа (2)

И D 2

где X — коэффициент гидравлического сопротивления трения; v — средняя линейная скорость течения сжиженных газов, м/с; р — плотность сжиженных газов, кг/м3; D — внутренний диаметр трубопровода, м; L — длина расчетного участка, м.

Принимая допустимые потери давления 1,9 МПа и с учетом потерь на местные сопротивления (10%) получим, что криогенные перекачивающие станции нужно устанавливать на расстоянии около 100 км, что примерно соответствует расстоянию между НПС на магистральных нефтепроводах.

№ Наименование Обозна- Единица

п/п чение измерения

1 Пропускная способность проектная О 5 млн т/год

2 Реологические свойства жидких углеводородов и их смеси:

Расчетное значение плотности жидко- р 450 кг/м3

го метана при атмосферном давлении

Расчетное значение плотности углево- р 718 кг/м3

дородной добавки при атмосферном

давлении

Расчетное значение плотности смеси Р 435 кг/м3

при см0 см0

Коэффициент объемного сжатия для КУ Умет - 109Па-1

сжиженного метана

Коэффициент объемного сжатия для КУсн — 109Па-1

углеводородной добавки

Коэффициент объемного сжатия для КУ Усм - 109Па-1

смеси

Коэффициент объемного температурного расширения/сжатия для сжижен- Кр Тме 1,15 109Па-1

ного метана

Коэффициент объемного температур- Кр Тсм 3480 106К-1

ного сжатия для смеси

Расчетное значение плотности смеси р 420 кг/м3

при см0 см0

Расчетное значение динамической вяз- ПМе 22,60 Пас 10-6

кости сжиженного метана при Т „ Р „ ^ см0 см0 (н^с/м2)

Расчетное значение динамической псн 742 Пас 10-6

вязкости сжиженного углеводорода

в смеси при Т „ Р „ ^ см0 см0

Расчетное значение динамической п 100 Пас 10-6

вязкости смеси при Т „ Р . ^ см0 см0

Расчетное значение кинематической вяз- v 0,05 м2/с 10-6

кости сжиженного метана при Т „ Р . ^ см0 см0

Расчетное значение кинематической v 1,033 м2/с 10-6

вязкости углеводородной добавки

в смеси при Т „ Р „ ^ см0 см0

Расчетное значение кинематической v 1,2592 м2/с 10-6

вязкости смеси при Т „ Р „ ^ см0 см0

Коэффициент шероховатости К ш 0,01 —

Расчетное значение числа Рейнольса Re 8,55 106

3 Параметры магистрального трубопровода:

Длина участка нефтепровода между соседними ПС и КС Ь 100 км

Наружный диаметр трубопровода Б 630 мм

Толщина стенки 8 20 мм

Температура смеси на выходе насоса Т -50 °С

Температура смеси на входе насоса Т , -40 °С

Давление смеси на выходе насоса Р 0 11,9 МПа

Давление смеси на входе насоса Р . 10 МПа

Скорость потока при заданной производительности V 1,391 м/с

4 Параметры грунта — суглинок [4, 5]:

Плотность 1500 кг/м3

Влажность 20 %

Коэффициент теплопроводности 1,86 Вт/(м*°С)

Удельный вес грунта угр 0,019 Н/м3

Угол внутреннего трения грунта фгр 17 град

Коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта п 0,8

Коэффициент сцепления грунта С 0,02 МПа

Нагрев охлаждаемого трубопровода с переходом содержащейся в нем жидкости в газовую фазу может иметь место при наступлении экстремальных высоких температур окружающей среды, при неправильном монтаже охлаждаемого устройства, некорректного выбора марки охладителя. При этом важно знать — как долго трубопровод в теплоизоляции будет находиться в зоне безопасных температур. Следует рассмотреть два возможных режима нагрева трубопровода: при прокачке жидкости и при остановке потока. Необходимо точно знать и представлять, как происходит процесс нагревания трубопровода с переходом содержащейся в нем жидкости в газовую фазу.

Процесс согревания:

1 этап. Обогрев трубопровода и продукта

2 этап. Испарение продукта

3 этап. Обогревание газа

Стоит отметить, что процесс регазификации «поглощает» много тепла.

Охлаждение трубопроводов необходимо для уменьшения напряженно-деформированного состояния трубопровода перед пуском. Стартовое охлаждение пустого трубопровода позволяет предотвратить резкий нагрев продукта при запуске его в трубопровод.

Нагрев жидкости, текущей по трубопроводу, описывается формулой, впервые полученной Шуховым [7, 8]:

Т - Т

'т1 _ _нач_ос_

кон /

ехр

Ь

V Срж • & • ^

\

Т

(3)

где Тнач — температура жидкости в начале трубопровода, °С; Ткон — температура жидкости в конце трубопровода, °С; Тос — температура окружающей среды, °С; L — длина трубопровода, м; Срж — теплоемкость жидкости, Дж/кгК; G — расход жидкости, кг/с; Rt — суммарное термическое сопротивление трубопровода по отношению к окружающему воздуху, м°С/Вт.

Результат вычислений, выполненных по формуле (3), приведен на рис. 2. На расстоянии 100 км от начала трубопровода температура смеси повышается до -45,04°С.

Нагрев трубопровода при отсутствии течения может быть описано зависимостью, которая является модифицированной формулой Шухова [7, 8].

т = 1п

ост

Т~. =

Т - т

нан_о"

т - т

кон ос /

М> ■ С + Мт ■ С

рж

рт

+1 Ми 2

■ С

ри

^ (4),

Т - Т

11/711

+ Т

ехр

(м

• Срж + Мя

• с

рт

2 ^и Сри

(5)

где тост — время остывания, с; Тнач — температура смеси в начале периода остывания, °С; Ткон — допустимая в процессе охлаждения температура жидкости, минус 41°С; Тос — температура окружающей среды, °С; Мж, Мт, Ми — масса: смеси, трубы и тепловой изоляции на длине 1 м, кг; С , С , С — теплоемкость:

^ ' ' рж рт' ри

жидкости, трубы и тепловой изоляции, Дж/кг-°С; R — суммарное термическое сопротивление трубопровода по отношению к окружающему воздуху, м-°С/Вт

Приведенная выше зависимость применима только для трубопроводов, не оснащенных охлаждающими устройствами.

-45, 120,000 04

-45 -45,51^-" ,99^* 80,000

-1' -46,47 ^ >96^-»

.4 ИТ ЛЪ >

-

-51,00 ЬО.ОО -40,00 -18,00 -47/» -46,00 -45,00 -И ,00

Температура, С

Рис. 2. Нагрев текущей смеси в трубе без дополнительного охлаждения при начальной температуре смеси минус 50 °С

Время нагрева трубопровода от начальной до критической температуры (для смеси от -50 до -41°С) при отсутствии охлаждения и при среднегодовой температуре грунта показано на рис. 3.

Время нагревания охлаждаемого трубопровода при отсутствии течения жидкости может быть определено по соотношению [8]:

Г^Ь.ОА

7,45

-ел-

-51,00 -49,00 --47,00 45.00 -43,00 41,00 39,00

Температура,С

Рис. 3. Нагрев текущей смеси в трубе от начальной до критической температуры (для смеси от -50 до -41 °С) при отсутствии охлаждения и при среднегодовой температуре грунта

Время, час

Рис. 4. Нагрев остановленного трубопровода

(

Тост = 1п

(Т — Т)/

Г) V нач н //

Р_/Я

(Т — Т)/

Г) _ \ кон н //

\

Мж • сРж + мт • Срт + 2Ми • сри !• я

(6)

где Р1 — линейная мощность охлаждения, Вт/м, остальные переменные как в формуле (4).

Результат вычислений, выполненных по формуле (6), приведен на рис. 4.

Время нагревания неохлаждаемого трубопровода в режиме останова прокачки с учетом парообразования рассчитывается по формуле:

= 1п

Мкр • фк

Тн — То

1

где

Ткр — То Мкр • фкр

Г г , М • Срж + Мт • Срт +-Ми • Сри I Яг —

Т кон — То у V 2

• Яг

(7)

Ткр — То

Яг — время на переход части жидкости в газ.

Массу испарившейся жидкости находим из соотношения:

Мкр = к • Мж (8)

где k — процентное соотношение жидкости перешедшее из жидкого состояния в газовое.

1

.ж*"!), Ъ,4

0,1

50 150 250 350 450 550 650 750 850

Рис. 5. Время нагревания неохлаждаемого трубопровода в режиме останова прокачки с учетом парообразования в зависимости от количества жидкости, перешедшей в газовое состояние

Если k = 10%, то время на нагревание смеси до минус 41 °С составит 122 часа, из них 40,6 часов — время на переход 10% жидкости в газовое состояние.

Если k = 20%, то время на нагревание смеси до минус 41 °С составит 197 часов, из них 81,3 часа — время на переход 20% жидкости в газовое состояние.

б) Установка аварийных сбросных клапанов Клапан сброса избыточного давления применяется в трубопроводных магистралях для того, чтобы регулировать давление в системах и не допускать аварийных ситуаций. В трубопроводе, в процессе его эксплуатации, возможно повышение давления выше нормальной отметки — 12 МПа+5%.

Рис. 6. Схематичное расположения клапана на трубопроводе

Так же из-за нагрева смеси образуется газовая фаза. Клапан сброса избыточного давления выполняет свою первоочередную функцию — осуществление сброса давления в рабочей среде до необходимого уровня —10 МПа.

Рекомендуется делать принудительный изгиб, повышенные участки трубопровода через каждые 10 км. На каждом изгибе установить по защитному аварийному клапану. На изгибах будет скапливаться образовавшаяся газовая шапка, которую и будет сбрасывать в атмосферу клапан, тем самым предотвратив разрыв трубопровода и дополнительно понизив температуру смеси исходя из эффекта Джоуля-Томсона.

Для того чтобы узнать, как изменится температура при срабатывании клапана, при падении давления с 12 МПа до 10 МПа используется формула:

Тх — То

( Тп - То ^ ехр(ат ■ х)

(Р2 - Р2) ■ (1 - е^ х)

(9)

а ■ L КС ■ Рср ■ 2

где Б. — коэффициент Джоуля-Томсона, который находится из соотношения:

D¡ — ±.(0.98^ _ 1 а0)

Ср ТС,

Средняя температура смеси находится из соотношения:

1 _ еатЬкс

Тср — То + (Тп _ То)-----(11)

ат 1^кс

Учитывая, что клапан срабатывает, при повышении давлении выше 12 МПа+5%, температура смеси при этом будет минус 45 °С, а средняя температура равна минус 47 °С, мы получили, что смесь после сброса давления в близи клапана охладится на 2 °С.

Вывод

В результате расчетов было установлено, что в летний и зимний период следует по-разному планировать эксплуатацию трубопровода, перекачивающего смесь сжиженных углеводородов.

Если в зимний период нет необходимости предпринимать дополнительные мероприятии при останове трубопровода, то летом этих мероприятий не избежать.

Бороться с растеплением трубопровода летом нужно в двух случаях:

• при запланированном останове трубопровода;

• при незапланированном останове трубопровода.

В первом случае бороться с растеплением помогут следующие мероприятия:

• повышение содержания конденсата в смеси

Во втором:

• использование клапанов, для выпуска газовой фазы при повышении давлении выше допустимого значения. При этом потери СПГ по предварительным расчетам составят не более 10 т за 72 часа.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Крапивский Е. И., Миннегулова Г. С., Садыкова Р. М. Особенности строительства подземного низкотемпературного магистрального трубопровода смеси сжиженных углеводородных газов в условиях Крайнего Севера // Горный информационно-аналитический бюллетень. -2013. - № 12. - C. 270-275.

2. Крапивский Е. И., Миннегулова Г. С., Садыкова Р. М. Экономический анализ проекта «LHG-MlX pipeline transportation» (магистральный трубопроводный транспорт сжиженной газовой смеси) // Горный информационно-аналитический бюллетень. — 2015. — № 12. — C. 330-341.

3. Миннегулова Г. С. Обоснование технологии транспортирования смеси сжиженных углеводородов газоконденсатных месторождений Крайнего Севера по низкотемпературным магистральным трубопроводам. Диссертация на соискание уч. ст. канд. техн. наук. http://www.spmi. ru/system/flles/lib/sci/aspirant-doctorant/avtoreferaty/2015/2015—2/ minnegulova_gs.pdf

4. СП 61.13330.2012. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов.

5. Камерштейн А. Г., Ручимский М. Н., Рождественский В.В. Расчет трубопроводов на прочность. — М.: Гостоптехиздат, 1963.

6. РД-75.180.00-КТН-198-09. Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродукто-проводов ОАО «АК Транснефть».

7. Коршак А. А., Нечваль А. М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. — СПб.: Недра, 2008. — 488 с.

8. Хренков Н. Н, Дегтярева Е. О. Расчет режимов остывания и разогрева трубопроводов // Промышленный электрообогрев и электроотопление. — 2011. — № 2. — C. 20. ЕШЗ

КОРОТКО ОБ АВТОРАХ

Садыкова Римма Маратовна1 — аспирант, e-mail: [email protected],

Крапивский Евгений Исаакович1 — доктор геолого-минералогических наук, профессор, e-mail: [email protected],

1 Национальный минерально-сырьевой университет «Горный».

UDC 502.11: 316.4.051.2

Gornyy informatsionno-analiticheskiy byulleten'. 2016. No. 4, pp. 84-95. R.M. Sadykova, E.I. Krapivskiy THERMAL DESIGN OF LIQUEFIED HYDROCARBON GAS PIPELINE WHEN HALTED

Under analysis is rupture risk of halted pipeline of liquefied hydrocarbon gases. Major hazard is 400 times expansion of mixed gases when heated to convert from liquefied to gaseous state. The ways of reducing pipeline rupture risk are suggested. The thermal and hydraulic designs of pipeline are implemented.

The scope of studies encompasses heating of flowing mixture in pipeline with and without regard to subsidiary seasonal cooling, heating of reconditioned pipeline, heating of halted pipeline under cooling with due regard to steam formation depending on volume of liquid converted in gaseous state. The calculation-based conclusion is made.

Key words: low-temperature pipeline, thermal design, thermophysical parameters, pipeline halting, liquefied hydrocarbons, LNG transport.

AUTHORS

Sadykova R.M.1, Graduate Student, e-mail: [email protected], Krapivskiy E.I}, Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, e-mail: [email protected],

1 National Mineral Resource University «University of Mines», 199106, Saint-Petersburg, Russia.

REFERENCES

1. Krapivskiy E. I., Minnegulova G. S., Sadykova R. M. Gornyy informatsionno-analit-icheskiy byulleten'. 2013, no 12, pp. 270—275.

2. Krapivskiy E. I., Minnegulova G. S., Sadykova R. M. Gornyy informatsionno-analit-icheskiy byulleten'. 2015, no 12, pp. 330—341.

3. Minnegulova G. S. Obosnovanie tekhnologii transportirovaniya smesi szhizhennykh uglevodorodov gazokondensatnykh mestorozhdeniy Kraynego Severa po nizkotemperaturnym magistral'nym truboprovodam (Substantiation of transport technology for liquefied hydrocarbons from the far north condensate deposits by means of low-temperature supply pipelines), Candidate's thesis, available at: http://www.spmi.ru/system/files/lib/sci/aspirant-doctorant/avtoreferaty/2015/2015—2/minnegulova_gs.pdf

4. Teplovaya izolyatsiya oborudovaniya i truboprovodov. SP 61.13330.2012 (Code 61.13330.2012. Heat insulation of equipment and pipelines).

5. Kamershteyn A. G., Ruchimskiy M. N., Rozhdestvenskiy V.V. Raschet truboprovodov naprochnost' (Pipeline strength analysis), Moscow, Gostoptekhizdat, 1963.

6. Unifitsirovannye tekhnologicheskie raschety ob"ektov magistral'nykh nefteprovodov ineft-eproduktoprovodov OAO «AK Transneft'». RD-75.180.00-KTN-198-09. (Unified process designs for components of oil and oil-products supply pipelines of AK Transneft Company. RD-75.180.00-KTN-198-09).

7. Korshak A. A., Nechval' A. M. Proektirovanie i ekspluatatsiya gazonefteprovodov (Gas and oil pipeline design and operation), Saint-Petersburg, Nedra, 2008, 488 p.

8. Khrenkov N. N., Degtyareva E. O. Promyshlennyy elektroobogrev i elektrootoplenie. 2011, no 2, pp. 20.