管道总传热系数计算

1管道总传热系数

管道总传热系数是热油管道设计和运行管理中的重要参数。在热油管道稳态运行方案的工艺计算中，温降和压降的计算至关重要，而管道总传热系数是影响温降计算的关键因素，同时它也通过温降影响压降的计算结果。 1.1 利用管道周围埋设介质热物性计算K值

管道总传热系数K指油流与周围介质温差为1℃时，单位时间内通过管道单位传热表面所传递的热量，它表示油流至周围介质散热的强弱。当考虑结蜡层的热阻对管道散热的影响时，根据热量平衡方程可得如下计算表达式：

???Di?1?ln???1Di?Dn?11?KDe??????ln? （1-1）

?D?D2?2?D2wiLL??1n?????1式中：K——总传热系数，W/(m2·℃)；

（对于保温管路取保温层内外径的平均值，对于无De——计算直径，m；

保温埋地管路可取沥青层外径）；

Dn——管道内直径，m； Dw——管道最外层直径，m；

?1——油流与管内壁放热系数，W/(m2·℃)； ?2——管外壁与周围介质的放热系数，W/(m2·℃)； ?i——第i层相应的导热系数，W/(m·℃)；

Di，Di?1——管道第i层的内外直径，m，其中i?1,2,3...n；

DL——结蜡后的管内径，m。

为计算总传热系数K，需分别计算内部放热系数?1、自管壁至管道最外径的导热热阻、管道外壁或最大外围至周围环境的放热系数?2。 （1）内部放热系数?1的确定

放热强度决定于原油的物理性质及流动状态，可用?1与放热准数Nu、自然对流准数Gr和流体物理性质准数Pr间的数学关系式来表示[47]。

在层流状态（Re<2000），当Gr?Pr?500时：

?1d?3.65 （1-2） ?在层流状态（Re<2000），当Gr?Pr?500时：

Nuy?Pry??d0.430.1?Nuy?1?0.15Re0.33?Pr?Gr?yyy??Pr?b?0.25 （1-3）

在激烈的紊流状态（Re>104），Pr<2500时：

Pry??0.44??1?0.021Re0.8?Pr???yydPr?b?0.25 （1-4）

在过渡区(2000

?1＝K0?fd?Prf0.43(PrfPrb)0.25 （1-5）

式中：Nu——放热准数，无因次；

Pr??C?——流体物理性质准数，无因次； ?d3g??tf?tw?Gr?Re??vd——自然对流准数，无因次；

??4qv——雷诺数； ?d?K0?f(Ref)——系数；

d——管道内径，m；

g——重力加速度，g＝9.81m/s2；

?——定性温度下的流体运动粘度，m2/s；

C——定性温度下的流体比热容，J/(kg·K)；

qv——流体体积流量，m3/s；

?——定性温度下的流体密度，kg/m3；

?——定性温度下的流体体积膨胀系数，可查得，亦可按下式计算：

??120202310?6340d4?5965d4?t （1-6）

?f——定性温度下的流体导热系数，原油的导热系数?f约在0.1～0.16

W/(m·K)间，随温度变化的关系可用下式表示：

?f?0.137(1?0.54?10?3tt)/?15f （1-7）

3

?15f——l5℃时的原油密度，kg/m；

tf——油(液)的平均温度，℃； tb——管内壁平均温度，℃；

20——20℃时原油的相对密度。 d4注：上面各式中，参数角标f表示以管内油(液)的平均温度tf为定性温度；角标b表示以管壁温度为定性温度。 （2）各处管壁导热的热阻

这部分热阻包括钢管、防腐层和保温层的热阻。钢管的导热系数?g约为45 W/(m·℃)，其热阻可忽略不计；煤焦油瓷漆防腐层导热系数?f约为1.1 W/(m·℃) ，黄夹克保温材料的导热系数?b约为0.04 W/(m·℃)。

对于壁厚?g、外包?f厚煤焦油瓷漆防腐层的非保温热油管道，钢管及防腐层对总传热系数的影响很小。如忽略内外径的差值，则总传热系数可近似按下式计算：

K?1?1??i??1?i?21 （1-8）

其中：??i?g?f ???i?g?f对于保温管道，保温层的热阻起决定影响。故对于壁厚?g、外包?b厚保温材料的保温热油管道：

(Dn?2?b?2?g)/(Dn?2?g)?ln(Di?1/Di)ln??? （1-9）

?2??2?bi (3) 外部放热系数?2的确定

在原油长输管道内，液体的流动状态绝大部分是紊流状态，出现层流状态极少。因此，在热力计算中，确定K值将主要使用公式(1-1)。在公式(1-1)中关键的参数是与管道周围许多因素有关的?2，对于埋地敷设管道：

当管道的埋设深度(管中心至地表面)小于2m时，采用下面的公式计算：

?2?Bi?2?sBi （1-10）

??De1??0Bi?taC （1-11） ?sC?ht?(De2)2 （1-12）

?0?ln[2h02h?(0)2?1] （1-13） DeDe式中：?s——土壤的导热系数，W/(m·℃)；

De——与土壤接触的管道外直径，m；

℃)； ?ta——土壤至地表空气间的放热系数，W/(m2·

h0——管道埋深(管中心至地表面)，m。

该放热系数包括对流放热系数?tac和辐射放热系数?taR两部分。?tac和?taR分别用下式确定：

?tac?11.6?7.0va （1-14） ?taR??CRts?ta[(ts?2734ta?2734)?()] （1-15） 100100式中：va——地表面的平均风速，m/s；

?——土壤表面折算黑度；

h4)； CR——辐射系数，可取5.7 W/(m2·

ts——土壤表面温度，取当地一年中月平均的最低地面温度，℃； ta——空气温度，取当地一年中月平均的最低空气温度，℃。 当管道理设深度大于2m时，可采用下面的公式计算?2：

?2? （1-16） 2h02h02Deln[?()?1]DeDe2?s式中符号的意义同前。

从上述的公式中可以看出，确定出土壤导热系数是计算埋地管道?2的关键。土壤的导热系数与组成土壤固体物质的导热系数、土壤中固体物质颗粒大小的分布、土壤含水率、土壤状态等许多因素有关。用理论计算很难得到准确值，因此推荐采用理论计算与参考类似管道实测值相结合的方法。 （4）结蜡层厚度计算

在计入原油蜡结晶析出的潜热后，长为dx的微元管道上，热油管道的热量平衡关系式（1-1）可简化为[48]：

?D??KDe??b0?b1ln??nD?? （1-19）

L????1???1dln(Di?1)di1? 2?i?2Dw?1 其中： b0?（1-20）

b1?1 （1-21） 2?L如取温降为1℃时，从单位质量的原油中析出并沉积到管表面的凝油质量为

??bi，则在d?时间内在轴向温降为dT的dx段上沉积的量为： ?T??? dGL?G?bi??T??dTd? （1?-22）

因而使内径缩小了d?DL?，则：

?DLdGL??DL?d????2???Tdx （1-23） ??????将式（1-23）代入式（1-22）得：

?DLG??bidTd??d?DL? （1-24）

??T??Tdx2dT??dxG?C?T??k????K?T?Dn?T?T0? （1-25）

?????y???T???将式（1-25）代入式（1-24）得：

T?T02??bi?D??DL?b0?b1ln?d? （1-26） ?nD??d?DL?????L???T?T??????C?T??k?y?T???积分后可得：

2??Dnb1?DLDnb1??b?bln??b?bln???01??01DL02?2?DL?2???? （1-27） ??T?T02???bi?????T???T???y??CT?k???????T????2DL02对于距泵站出口x米处的管路而言，其清管后的运行时间?可由下式计算：

L?x???L0?

V221Dn4DnDL??3DL?D?n??其中，ln，则??Dn?DL??。 L?22DL?2DL? 联解式（1-24）与式（1-27），可求出线路上热泵站出口xm处，经清管后运行?小时的结蜡层内径DL?，从而求解出结蜡厚度。

式中：?y，?bi——分别为油温的函数，其规律可通过试验求得； DL——结蜡后的管道内径，m； ?L——结蜡层的导热系数，W/( m·℃)；

?L0——从下一站收到清管器开始计算的时间，s； DL?——运行?小时后的结蜡层内径，m； ?L?——运行?小时后的结蜡厚度，m；

L——为站间距离，m；

V——管内流速，m/s； k——蜡的结晶潜热，kJ/kg。 1.2 总传热系数的反算法

热油管道稳态运行时，根据各已知的运行参数，利用苏霍夫公式反算出埋地管道总传热系数，根据《油气集输设计规范》的规定，当管道长度L?30km且管径D?300mm时，输油管道的热力计算应考虑管道水力摩擦生热的影响，即按列宾宗公式进行热力计算：

lnT1?T0?bK?DwL （1-28） ?T2?T0?bGci?Gm （1-29） K?DEb?式中：T0—— 管外环境温度，℃(取管道中心埋深处地温）；

T1——管道起点油温，℃；

T2——终点油品温度，℃； L—— 管道长度，m； Dw—— 管道外径，m；

K——管道至周围介质的总传热系数，W/(m2·℃)；

E—— 热功当量，E=102（kg·m）/kJ；

G—— 原油质量流量，kg/h；

℃)； c—— 原油比热容，kJ/(kg·

b—— 由于油流在管道内摩擦功转化为热量；

i—— 管道水力坡降值，m/m。

为了更好地反映热油管道在一段时间内的实际传热状况，可采用最小二乘法来推算总传热系数K。设在某一运行期内，某站间管段的n组运行参数记录值为

iGi，G1i，G2，i?1~n，根据最小二乘法原理可构造一个关于变量K的无约束

优化问题。 因为最小二乘法能充分利用管道的实际运行参数，在一定程度上可以消除各种随机因素的影响，反算出的K值比较真实可靠。采用最小二乘法拟合K值的基本原理是：求得一个合适的K值，使得按此K值计算的进站温度与相应的实际记录值的偏差平方和最小。

1.2.1总传热系数因素分析及结蜡对管道温降和摩阻的影响

总传热系数影响因数分析：从管道总传热系数的定义来看,影响总传热系数的根本因素是管道结构、管道埋深和管道周围土壤的性质;从总传热系数的确定方法--运行参数反算法来看,管道运行的稳定性和运行参数的测定精度是影响总传热系数测试结果的主要因素。

1管道埋深的影响:根据埋地总传热系数计算公式,管道埋深越深,管道的散热热阻越大,总传热系数越小。

2土壤性质的影响:土壤物性参数中对总传热系数影响最大的是土壤导热系数，土壤导热系数系数越大,管道总传热系数就越大。而土壤的导热系数主要受土壤含水量的影响,土壤含水量越高,土壤的导热系数越大,管线的总传热系数也就越大。

3 管道运行工况稳定性的影响:由于轴向温降公式的前提是稳定运行工况,因而管道运行工况的稳定性对总传热系数测试结果有重大的影响,运行工况不稳定可能会导致极不合理的总传热系数测试结果。因此,在反算总传热系数时,应当选取管线稳定运行期间的运行参数。

4 站间温降的影响:站间温降越小,抵抗运行参数波动和测量误差的能力越差,总传热系数计算结果的误差就越大。

运行参数测量精度的影响:由计算公式可知,影响总传热系数计算结果的运行参数包括输量、进出站压力和进出站温度,其中影响最大、测量精度最难保证的是进出站温度。目前大多数油田的输油管道仍然采用套管中插玻璃温度计的方法测量进出站温度,由于套管热阻、温度计本身误差和读数误差等原因,测量结果很难反映管道中的实际油温,误差常在1℃以上,当站间温降较小时,会给总传热系数测试结果带来巨大误差。

5地温参数测量精度的影响:输油管道中心埋深处的自然地温是影响总传热系数测试结果的重要因素。为了保证测量精度,必须选择合适的测温地点和测温仪表。在某些管道上,目前测量地温的方法仍然是套管中悬挂玻璃地温计的方法,由于地温计不直接与土壤接触,且读数时常常需要将地温计向上提升一段距离,

测量结果与实际地温有时偏差相当大,建议采用与土壤直接接触的测量方法(如在地下预埋测温探头方法或探针法)。无条件时,可采用气象台的地温测量结果。

(1)

管内壁结蜡对管道温降和摩阻的影响

管壁结蜡对轴向温降的影响:管内壁结蜡后,由于结蜡层的导热系数较小,一般为0.15 W/(m2·℃),其作用相当于增加了一层热阻。由于结蜡层热阻的存在,使总传热系数值减小,温度分布曲线变平,管线的散热量减小。当出站油温和输量不变时,下游站的进站油温将提高。

管壁结蜡对摩阻的影响:管壁结蜡对摩阻的影响表现为两个方面：一方面由于内壁结蜡,使流通面积减小,内径由原来的D0减小为D0-2DdL,当输量不变时,管道摩阻升高；另一方面,由于结蜡层的保温作用,当维持出站油温不变运行时,下游站的进站油温会升高,粘度减小,摩阻减小,当然结蜡层引起的摩阻升高是主要的。对于低输量运行的热油管线来说,结蜡层的存在不仅可以使轴向温降减小,从而使管线的散热损失减少,而且当管线停输时还可以减缓管内原油的降温速度,延长管线允许的停输时间,因此结蜡层的存在对管线的经济!安全运行是有利的,除非管线的输送能力不足,建议不要对低输量运行的热油管线采取清管措施。

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/akuo.html