WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |

модели теплопроводности; модели конвективного теплообмена с учетом фазового перехода. Сопоставление рассматриваемых моделей с эксперименталь ными данными по разогреву трубопроводов с помощью электроподогрева показало, что для трубопроводов малого диаметра применимы как модели конвективного теплообмена, так и модели теплопроводности. Хорошее согласие получается, если коэффициенты соответствующих моделей определять из решения обратных задач. Однако проведенные эксперименты показали, что при интенсивном разогреве трубопроводов большого диаметра процесс разогрева застывшего нефтепродукта не может быть описан с помощью моделей теплопроводности и простейших моделей конвективного теплообмена. Поэтому можно утверждать, что не существует детерминированной модели, описывающей процесс разогрева трубопроводов большого диаметра с застывшим нефтепродуктом. При внедрении систем электроподогрева трубопроводов и емкостей хранения необходимо проведение натурных экспериментов. Проведенные эксперименты показали, что эффективность работы системы электроподогрева существенно снижается при расположении электронагревательных элементов вдоль верхней образующей трубы.

Сложность описания процесса разогрева трубопроводов с застывшим нефтепродуктом не позволяет рассмотреть задачу оптимального управления нестационарными тепловыми процессами в общем виде. Поэтому задача управления рассмотрена только для случая, когда теплообмен между стенкой трубы и нефтепродуктом осуществляется за счет свободной, или вынужденной конвекции. Рассмотрение задачи разогрева нефтепровода до заданной температуры показало, что оптимальное управление, соответствующее минимуму энергозатрат, является кусочно-постоянной функцией времени и определяется заданным временем разогрева, а также ограничениями на температуру и мощность электроподогрева. Оптимальное управление аналогично управлению (13), если под понимать безразмерное время. Формальное отличие заключается в условии переключения. В данном случае внутренняя дуга u=u* определяется ограничением на температуру стенки трубы и достигается при 1=T1, где T– коэффициент во втором уравнении системы (20). На рис. 8 представлен ха рактерный вид температуры нефти и стенки трубы при оптимальном управлении при начальных условиях (0) = 1(0) = 0.

В общем случае задача оп,тимального управления тепловым режимом действующего трубор провода ставится как задача финитного управления. Необходимо за заданное время перевести тру1 бопровод из одного стационарного теплового режима в другое стационарное состояние с минималь0 1 ными энергетическими затратами.

Рис. 10. Характерный вид зависимостей 8.

() (кривая 1) и 1() (кривая 2) при Эта задача особенно актуальна с оптимальном управлении.

учетом особенностей тарифов на электроэнергию. Оптимальное управление включает в себя как особенности управления стационарным распределением мощности электроподогрева по длине трубопровода, так и особенности оптимального управления процессом разогрева нефтепровода. В частности, управление включает в себя особый режим.

Следует отметить, что задача финитного управления не всегда имеет решение. Поэтому представляет интерес оценка быстродействия системы электроподогрева. Задача определения минимального времени разогрева трубопровода с учетом температурных ограничений и установленной мощности электроподогрева рассмотрена в заключительном разделе главы.

Четвертая глава посвящена вопросам диагностирования и прогнозирования осложненных тепловых режимов работы трубопроводов. При транспорте нефти с большим содержанием парафина и асфальтосмолистых веществ, а также при температуре окружающей среды ниже температуры застывания нефти в трубопроводе могут происходить фазовые переходы. При этом на внут ренней поверхности трубы образуется слой парафиновых отложений или застывшей нефти. Указанные процессы, в основном определяемые тепловым режимом трубопровода, приводят к осложнениям в его работе. Поэтому наличие смол, парафиновых отложений или застывшей нефти на внутренней поверхности трубы можно рассматривать как осложненные тепловые режимы работы трубопровода.

В первом разделе главы рассматривается задача образования слоя застывшей нефти на коротком участке трубопровода. Под «коротким» понимается участок, для которого выполняется неравенство k1DL << 1, (21) Qc где L1 - длина участка. В предположении квазистационарного распространения тепла в слое застывшей нефти получено уравнение для изменения относительного радиуса (0 1) застывшего слоя на поверхности трубы от времени d 2 (* - 0 ) = 1 + f(), (22) d ( - *) * (2 ln * -1) 4t kiR где = ; i =, (i = 1,2), – коэффициент теплопроводности нефти;

cDk1 - коэффициент внутренней теплоотдачи, k2 - коэффициент внешней теплоотдачи; * - температура застывания нефти; – температура нефти, поступающей в нефтепровод; 0 – температура окружающей среды. Функция f() u1. В индостигает экстремума при * = exp -1; fmax = 1 + exp1- 2 u тервале 0< <1 график f() направлен выпуклостью вверх.

Характерное поведение функции (рис. 9). можно разбить на три случая.

f(*) 1. f() < 0 при 0<<1 (кривые 1,2). В этом случае из выражения (22) d видно, что всегда отрицательно, d т. е. длительная эксплуатация 1 нефтепровода в данном режиме * невозможна из-за неизбежного застывания нефти по всему сечению.

2. f() имеет два корня 1 и (кривая 3). Указанные значения соРис. 9. Зависимость f() для различных соответствуют стационарному решению отношений параметров:

1 – 1 < - 2u0/u; 2 < 1; 2 – 1 < - 2u0/u; 2 > 1;

уравнения (22). Причем анализ на усf[exp(-1+1/2)] < 0; 3 – 1 < - 2u0/u; 2 > 1;

f[exp(-1+1/2)] > 0; 4, 5 – 1 < - 2u0/u; 2>тойчивость состояния показывает, что значению = 2 соответствует устойчивое стационарное состояние, а значению = 1 - неустойчивое. При этом, если начальное значение <1, то процесс застывания будет необратимым, а при >1 система придет в устойчивое состояние = 2.

3. f() имеет один корень, соответствующий единственному неустойчивому стационарному решению уравнения (22) (кривые 4, 5). При этом устойчивое стационарное состояние соответствует полностью чистой трубе с температурой стенки, превышающей температуру застывания нефти.

Таким образом, знание графика f() позволяет найти возможность длительной эксплуатации нефтепровода, а также качественно определить поведение системы при различных начальных условиях. Количественная оценка зависимости (t) при различных начальных условиях, например, после остановки трубопровода или при изменении внешних условий, определяется из решения уравнения (22).

При неполной загрузке трубопровода часто применяется циклическая эксплуатация нефтепроводов. В условиях осложненных тепловых режимов вопросы допустимости циклической эксплуатации нефтепроводов имеют особенно важное значение. При исследовании тепловых режимов при циклической эксплуатации необходимо решать нестационарную тепловую задачу. Предположим, что циклическая эксплуатация определяется периодическими остановками перекачки, т. е. в течение времени 1 нефтепровод остановлен, а в течение времени 2 работает. Эксплуатация нефтепровода в периодическом режиме возможна только при выполнении следующих неравенств: 1 < кр, 2>(1), где (1) - некоторая функция, определяемая численно. При соотношении времен 1 и 2, попадающем в зону выше кривой (1) (рис. 10), эксплуатация в периодическом режиме возможна. Функ(1) ция (1) рассчитана для 0,соотношения параметров 0,* - 0 k= 9; = 9.

- * k0,Для длинных участ0,ков нефтепровода стацио0,нарные состояния изме0,няются по длине. Если в 0,начальном сечении существуют два стационарных кр 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 состояния, то характерное Рис. 10. Зависимость (1) распределение по длине устойчивого 2() и неустойчивого 1() состояний имеют вид, представленный на рисунке 11. При = кр кривые 1() и 2() сходятся в точку, а при > кр стационарных состояний нет.

Таким образом, в точке = кр имеем катастрофу типа «сборки». Если длина трубопровода больше кр, то его длительная эксплуатация невозможна.

Следует отметить, что *() при оптимальной тепловой изоляции учет процесса за2() стывания нефти на стенке трубы не представляет прак exp - тической ценности. Поэтому 1() рассмотренные вопросы имеют значение только в к случае недостаточно хороРис. 11. Характерные стационарные распределения 1() шей тепловой изоляции, а и 2() при 2 > 1, 1 > -2u0/uн также при нарушении изоляции на некотором участке трубопровода. Причин появления указанных ситуаций может быть много. К ним относятся: снятие тепловой изоляции при ремонте или ее замене, старение изоляции, нарушение поверхностного гидроизолирующего слоя тепловой изоляции и т. д. Большая часть указанных причин не контролируема. Поэтому нельзя предсказать момент изменения свойств тепловой изоляции и значение указанных изменений. В связи с этим вопрос о точном решении задачи образования слоя застывшей нефти теряет смысл в силу неопределенности коэффициентов модели. В данной ситуации важный вопрос - оценка возможности появления осложненного режима, а также вопрос диагностирования момента появления и степени осложнения.

Методы решения обратных задач могут существенно повысить эффективность диагностирования режимов работы нефтепроводов. Однако рассмотренные в работе релаксационные эффекты снижают точность этих методов. С изменением температуры в многокомпонентных средах могут происходить различные процессы, такие как растворение, разрушение и восстановление структуры, химические реакции и т. д. На основании принципов неравновесной термодинамики, а именно принципа минимума производства энтропии и принципа наименьшего рассеяния энергии, исследовано влияние неравновесных характеристик нефти на тепловые и гидродинамические процессы. Показано, что не равновесные характеристики, независимо от их физической природы, повышают порядок дифференциального уравнения, описывающего соответствующие процессы. В частности, уравнение распространения давления в трубопроводе с учетом релаксационных эффектов имеет вид 1 3p 2p p 2 p + b1 + b2 = + b3 p, (23) t a2 t3 t2 x2 t где а – скорость звука, b1,b2, b3 – коэффициенты, зависящие от гидравлического сопротивления трубопровода и релаксационных параметров нефти. В отличие от уравнения И. А. Чарного, уравнение имеет два дополнительных члена. Повышение порядка дифференциального уравнения существенно снижает эффективность применения методов решения обратных задач для идентификации параметров уравнения.

Неопределенность параметров перекачиваемой жидкости существенно снижает точность прогноза режима работы нефтепровода, а также эффективность диагностирования осложненных режимов его работы. Поэтому представляет интерес применение вероятностно статистических методов для прогнозирования осложненных режимов работы нефтепроводов. Так как на режим работы нефтепровода оказывает влияние большое число факторов, особенно при работе нефтепровода в осложненных условиях, классические статистические методы регрессионного анализа не всегда устойчивы к случайным ошибкам измерений. Поэтому рассматривается возможность применения метода группового учета аргументов (МГУА). Устойчивость этого метода достигается использованием наряду с критерием наименьших квадратов дополнительного критерия регулярности. Показана эффективность применения этого метода для диагностирования и прогнозирования параметров работы нефтепроводов, транспортирующих нефть с высоким содержанием парафина.

В заключительном разделе главы предложена методика прогнозирования осложненных тепловых режимов работы надземных нефтепроводов с использованием методов имитационного моделирования. Достоинство метода - еди ный подход к решению задач прогноза, позволяющий исследовать эффективность различных стратегий управления тепловыми режимами нефтепровода. Метод позволяет на этапе проектирования прогнозировать вероятность возникновения осложнений при эксплуатации нефтепровода при заданных проектных решениях.

В пятой главе рассматриваются вопросы повышения надежности и эффективности транспорта и хранения нефти и нефтепроводов. При отсутствии путевого электроподогрева вопросы восстановления работоспособности трубопровода после временной остановки перекачки имеют особое значение. При температуре окружающей среды ниже температуры застывания нефтепродукта может образоваться достаточно прочная структура, и восстановление работоспособности трубопровода в короткое время будет невозможно. При этом стоимость восстановительных работ может оказаться сравнимой со стоимостью самого трубопровода. Для обеспечения безопасной остановки трубопровода необходимо поддерживать температурный режим выше оптимального, что приводит к дополнительным энергозатратам. Альтернативный способ обеспечения надежности транспорта нефтепродуктов - применение системы аварийного электроподогрева, которую используют только в период остановки перекачки, обеспечивая поддержание температуры нефтепродукта выше критической. При этом в период нормальной эксплуатации трубопровода система или полностью отключена, или работает только часть системы, обеспечивая оптимальный режим эксплуатации трубопровода. Следует отметить, что система аварийного подогрева позволяет полностью решить задачу восстановления работоспособности трубопровода после остановки перекачки независимо от времени остановки. Кроме того, система путевого подогрева обеспечивает оптимальные параметры перекачки при изменении условий эксплуатации трубопровода (снижение или увеличение пропускной способности, изменение свойств транспортируемого нефтепродукта и т. д.). Система аварийного подогрева особенно эффективна при комбинированном способе прокладки трубопровода (рис.12), когда температура застывания нефтепродукта выше минимальной температуры воздуха и ниже температуры грунта на глубине залегания трубопровода.

1 Рис. 12. Комбинированная прокладка трубопровода: 1 – Подземная прокладка без подогрева. 2 – Надземная прокладка с электроподогревом При расположении надземного участка на большом расстоянии от начала трубопровода обеспечение заданного температурного режима без применения электроподогрева потребует существенных энергозатрат. В диссертации рассмотрен пример транспортировки нефти с температурой застывания кр = -15°С, плотностью - 900 кг/м3, теплоемкостью – 2,1 кДж/кг°С. Трубопровод производительностью 2 млн т в год, диаметром 325 мм имеет комбинированную прокладку с подземным начальным участком длиной L1 (км). Предполагается, что подземный участок трубопровода изолирован (толщина тепловой изоляции - 2,5 см, коэффициент теплопроводности изоляции – 0,04 Вт/м°С). Без учета надземного участка транспортировка нефти возможна при температуре, близкой к температуре грунта на глубине залегания трубопровода (принято –5°С).

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»