-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
1/317
1
INTRODUCERE
Transportul produselor petroliere prin conducte reprezintă cel
mai sigur și
eficient mijloc de livare din industria petrolieră. În toată
lumea acest mijloc detransport s- a dezvoltat odată cu dezvoltarea
câmpurilor petroliere și mai ales cunecesitatea transportării de
țiței de la locul de extracție (sau portul de descărcare) până la
rafinărie și a produselor petroliere din rafinării spre centre de
depozitare șidesfacere. Datorită cerinței crescute de carburanți a
lumii contemporane, industr iatransportatoare de petrol și produse
petroliere a ajuns să fie studiată și analizată atâtde către
cercetătorii din învățământ cât și de inginerii și tehnicienii care
lucrează în
această industrie. Aplicații din această industrie au fost
utilizate și în sistemulcirculator al omului, în transportul și
depozitarea apei potabile, în sistemele deirigații, etc. Există și
în pr ezent noi proiecte de dezvoltare a conductelor de
transportgaze naturale, gaze lichefiate, țiței și produse
petroliere atât în România cât și în țăriunde vor lucra și
absolvenții Facultății de Științe Aplicate și Inginerie.
Tocmai de aceea în aria curicullară a specializării Prelucrarea
Petrolului șiPetrochimie s- a introdus și un curs dedicat
activității de transport, depozitare și
livrare de țiței, gaze și produse petroliere. Cartea de față
încearcă să introducă pe student în tehnica de elaborare a unui
proiect dedicat transportului prin conducte a acestor
produse.
În primul capitol se face o prezentare a proprietăților
fizico-chimice alichidelor transportate prin conducte. Un capitol
este dedicat modului de proiectare
a sistemelor de conducte magistrale. De asemeni sunt prezentate
și elementelenecesare proiectării stațiilor și depozitelor de țiței
și produse petroliere. Într -unca pitol sunt prezente și elemente
de protecție catodică și securitatea sistemului detransport.
Dr.Ing. Timur Chiș Constanța, 2014
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
2/317
2
Capi tolul 1.Generalități
1.1. Noțiuni introductive
Lichidele din industria petrolieră (hidrocarburile și apa) sunt
medii continue,vâscoase şi deformabile, transportul acestora de la
producători la utilizatoriefectuându-se de obicei prin sisteme
(rețele) de conducte.
Necesitatea studierii acestor sistem e de transport țiței, apă
și produse petroliere pleacă de la problemele ce apar atât în
exploatare cât și în partea de proiectare a acestor rețele de
conducte.
Principalele probleme ce pot apare în timpul transportului
lichidelor princonducte sunt:
a. Realizarea unui cost minim al procesului respectiv, b.
Reducerea pierderilor de produse petroliere atât în timpul
depozitării cât și în
timpul transportului,c. Realizarea unui sistem de transport
adaptat condițiilor climatice (temperatură
mediu ambiant, stabilitate sol, curgere regulată a apelor,etc.),
condițiilorgeopolitice (conducte transfrontaliere, conducte
amplasate în zone delicatedin punct de vedere al conflictelor
armate) precum și condițiilor impuse de
beneficiar (debit minim de transport, tip de produs
transportate, etc.),d. Modificarea capacității de transport și a
destinației sistemelor de conducte ca
urmare a modificării atât a cantității necesare a fi
transportate cât mai ales a
reorganizării furnizorilor și a beneficiarilor (schimbare sens
de transport, schimbare rută de transport, relocare locație
beneficiari și furnizori, etc.), e. Modificarea sistemului de
transport ca urmare a modificării proprietăților
produselor transportate.Cel mai rentabil și mai răspândit mijloc
de transport pentru hidrocarburile
lichide este sistemul de transport prin conducte. Lungimea
conductelor poate variade la câteva sute de metri (în interiorul
rafinăriilor) până la mii de kilometrii, iardiametrul interior
poate varia de la câțiva milimetrii până la 1,2 m.
Pentru transp ortul produselor petroliere se utilizează ca
metodă sisteme detransport cu ajutorul cisternelor CF a cisternelor
auto, precum și a vapoarelor și
șlepurilor petroliere. Pentru acest tip de transport sunt
necesare echipamente șiconstrucții speciale care vor fi descrise
într -un capitol separat.În viața unui sistem de conducte există
mai multe etapede dezvoltare a
acestuia, pornind de la proiectare, construcție, exploatare și
întreținere până lareparare și abandonare.
Tocmai de aceea pentru fiecare parte din viața conductei, este
necesarăelaborarea de metodologii și proceduri astfel încît să fie
asigurate:
a. Protecția mediului înconjurător, b. Transportul în siguranță
a produselor petroliere, c. Pregătirea personalului astfel încât să
dețină competențele necesare,
d.
Menținerea unui sistem de calitate în funcțiune,
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
3/317
3
e. Menținerea înregistrărilor în conformitate cu legislația în
vigoare pe toatădurata de funcționare a sistemului.
Condiția de bază ce trebuie să o îndeplinească activitatea de
proiectare,construire, exploa tare și abandonare a unui sistem de
conducte, este de a funcționa
fără defecțiuni și pericole pe toată durata existenței acestui
sistem și în concordanțăcu legislația în vigoare la aceea dată.
Întocmirea documentației de proiectare pentru o conductă sau un
sistem de
conducte se face la cererea beneficiarului pe baza unei teme de
proiectare ce vaconține:
a. Caracteristicile fluidului vehiculat, b. Proprietățile
reologice ale fluidului (vâscozitate, densitate, temperatura de
congelare, conținut de sulf, conținut de apă, etc.), c. Punctul
de plecare și de sosire a conductei. Condițiile de bază pentru
proiectarea unui conducte sunt următoarele:
a. Realizarea unui debit de fluid transportat și aunei presiunii
minime la sosireîn instalațiile finale de depozitare și utilizare
(conform cerințelor beneficiarului),
b. Determinarea unei presiuni maxime de pompare necesară pentru:
- livrarea lichidelor (ținând cont de temperatura lichidului
transportat, de proprietățile tixotropice ale acestuia, de
temperatura mediului ambiant),- alegerea grosimii peretelui
conductelor de transport fluide,- alegerea utilajelor de pompare și
a vanelor de secționare de pe traseulconductelor,- alegerea
materialului țevii și a instalațiilor aferente,
c.
Alegerea unor instalații auxiliare (funcție de proprietățile
fluidelortransportate). Acestea instalații auxiliare sunt necesare
pentru încălzirea produselor transportate, cur ățirea periodică a
conductelor, deblocare în cazde înfundare a conductelor,
intervenția pentru repararea și operarea continuă a
conductelor,
d. Respectarea cerințelor impuse de legislația în vigoare
(cerințe de securitateși sănătate a lucrătorilor și personalului
contractant, cerințe de protecțiamediului și a apelor, cerințe
legate de siguranța în exploatare a instalațiilorde t ransport
fluide). Aceste cerințe trebuie să fie conforme cu legislația
dinRomânia și cu cea a Uniunii Europene.
e. Alegerea unui traseu cât mai scurt între punctul de plecare
și punctul desosire a conductelor de transport fluide, dar cu
respectarea cerințelor de protecția a mediului înconjurător și a
populației din zonele prin care trecetraseul de conducte,
1.2. Proprietățile lichidelor transportate
1.2.1. Compoziția țițeiurilor
Țițeiul este o soluție neomogenă formată din hidrocarburi
lichide și compușicu sulf, azot sau compuși de natură
asfaltică.
De asemenea țițeiul conține și molecule de apă, nisip,metale,
etc.
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
4/317
4
De menționat că în zăcământ în țiței (funcție de presiunea și
temperaturazăcământului) se găsesc și hidrocarburi gazoase
dizolvate (metan, etan, propan,
butan, pentan) sau gaze asociate (metan, etan, propan, butan,
pentan).Proporția hidrocarburilorlichide variază cu natura
țițeiurilor, putând fi diferită
chiar și în cadrul aceluiași zăcământ.Tabelul 1.1. Compoziția
țițeiurilor după elementele chimice [1]
Element Procentajul în greutate Carbon 83 - 85%
Hidrogen 10 - 14%Azot 0.1 - 2%
Oxigen 0.05 - 1.5%Sulf 0.05 - 6.0%
Metale < 0.1%
Tabelul 1.2. Compoziția țițeiurilor după clasele de hidrocarburi
[1] Hidrocarbura Media Interval de apariție
Parafine (alcane) 30% 15 - 60%naftene 49% 30 - 60%aromate 15% 3
- 30%asfaltene 6% urme
Proporția hidrocarburilor variază cu natura țițeiurilor, la
țițeiurile parafinoaseconținutul de hidrocarburi este de 90-98% iar
la cele naften-aromatice de circa 50%.
Hidrocarburile parafinice sunt predominante în țiței având
structura chimicăCnH2n+2 . Sunt caracterizate prin structuri cu
catene deschise formate din atomi decarbon cu legături simple.
Hidrocarburile parafinice se în nor mal parafine (caracterizate
printr- o catenăliniară) și izoparafine (caracterizate printr -o
catenă principală și una sau mai multecatene laterale).
Țițeiurile parafinoase conțin mai multe nomal parafine,
porporția acestorascăzând cu creșterea numărului de atomi de carbon
din compoziție.
Hidrocarburile naftenice sunt de forma C nH2n…CnH2n-6 și au o
structurăciclică (atomii de carbon fiind legați prin lanțuri
închise având legături covalentesimple). Această clasă de
hidrocarburi este stabilă pentru catenele cu 5 și 6 cicluri
decarbon, fiind de asemenea într -o mare varietate de structuri da
torate variațieinumărului de carbon conținuți în același ciclu.
Naftenele policiclice pot ficondensate (cu o catenă comună) sau pot
conține cicluri izolate (legate printr -ocatenă).
În țiței există circa 30…60 % hidrocarburi naftenice, creșterea
numărului decicluri în molecule ducând la creșterea densității și a
punctului de fierbere.
Hidrocarburile aromatice sunt caracterizate de prezența în
molecule a unornuclee benzenice. Pe lângă aceste nuclee acest tip
de hidrocarburi mai poate conțineatomi de carbon legați prin
cicluri naftenice și atomi de carbon în catene parafinice.Aromatele
sunt mai puțin prezente în țiței și pot avea structuri policiclice
legate sau
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
5/317
5
condensate.Compușii cu sulful sunt prezenți în țiței în
cantități variabile sub forme
anorganice (sulf și hidrogen sulfurat) și organice (mercaptani,
tiofenoli, etc.). Sulful elementar nu se găsește în zăcământul de
țiței, el apare ca urmare a
reacției de oxidare a hidrogenului sulfurat. 2 H 2S+O 2=S2 +2 H
2O (1.1) Azotul este prezent în compoziția țițeiurilor în proporție
de maximum 1 %.
Analiza spectrală a compușilor cu azot din țiței a dus la
identificarea unor derivați ai parafinei înrudiți cu clorofila din
plante și cu hermina din sânge. Aceste elementecreează premiz ele
considerării originii organice a țițeiului va fiind
sustenabilă.
Figura 1.1. Structura porfirinelor de vanadiu (A)asemănătoare cu
structura clorofilei (B), [2]
1.2.2. Clasificarea țițeiurilor
Metodele de clasificare a țițeiurilor au drept scop aprecierea
calitativă aacestora, unele dintre ele având ca și criteriu de
clasificare compoziția chimică,altele având criteriu de clasificare
posibilitatea de prelucrare și de utilizare a
principalelor produse ale acestuia.Cea mai des utilizată
clasificare este cea a originii țițeiului (fiind folosită în
tranzacțiile comerciale).
1.2.2.1. Clasificarea după densitate
Este cea mai veche clasificare. Pleacă de la ideea că densitatea
scăzută a unuițiței (densitatea API mare) duce în urma prelucrării
la o proporție mai mare de fracțiiușoare (o proporție scăzută de
reziduu).
Țițeiurile se împart astfel în țițeiuri ușoare, medii și
grele.
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
6/317
6
Tabelul 1.3 . Clasificarea țițeiurilor după densitate Densitatea
relativă la
15°C (kg/m3)Densitatea la 60 °C API Clasa țițeiurilor
0,854 34 Ușor (light) 0,854-0,933 34-20 Mediu (medium)
0,933 20 Greu (heavy)
Această clasificare este arbitrară, ea nu are valoare din punct
de vedere chimic, fiind utilizată mai ales pentru diferențierea
țițeiurilor din aceiași sursă.
1.2.2.2. Clasificarea după caracterul chimic al țițeiului
Această clasificare ia în considerare caracterul chimic al
țițeiului în corelațiecu densitatea.
Tabelul 1.4 . Clasificarea țițeiurilor caracterul chimic al
țițeiurilor Caracterul chimic Densitatea relativă
Parafinos 0,815-0,830Mixt 0,836-0,855
Naftenic 0,860-0,955
1.2.2.3. Clasificarea după conținutul de sulf
Această clasificare ia în considerare conținutul de sulf din
țiței, îm părțindțițeiurile în sulfuroase și nesulfuroase
(dulci).
1.2.2.4. Clasificarea Van Nes-Van Westen
Această clasificare face parte din acel grup de metodece
caracterizeazăcaracterul chimic al unei fracții distilate (deci
caracterul chimic al țițeiului).Clasificarea pornește de la analiza
pe grupe structurale a unui ulei (analiza n-d-M) cedă distribuția
atomilor de carbon în structurile aromatice, naftenice sau
parafinice.
Țițeiurile sunt reprezentate într -o diagramă terțiară. În
această diagramă suntreprezentate tipurile de țiței parafinice (1),
naftenice (2), parafin-naftenice (3),aromatico- parafinice (4),
aromatice intermediare (conținutul de aromate mai mare de50 % și
conținutul de parafine mai mare de 10 %-5) și aromato-asfaltice
(conținutulde naftene mai mare de 25 % iar conținutul de parafine
mai mic de 10 %-6).
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
7/317
7
Figura 1.2. Corelația țițeiurilor după densitatea API și sulf
[3]
Figura 1.3. Clasificarea țițeiurilor după distribuțiaatomilor de
carbon din structură [4]
1.2.2.5. Clasificarea după temperatura de congelare
Această clasificare împarte țițeiul în trei clase subâmpărțite
și acestea însubclase și tipuri.
Criteriul de împărțire în cele trei clase îl constituie
temperatura de congelare a păcurii obținută în urma distilării
atmosferice.
Clasa A este reprezentată de un țiței neparafinos (asfaltos) al
cărui reziduu deDA are temperatura de congelare sun -15 °C, iar
conținutul în parafină este sub 1 %.
Țițeiurile din clasa A se subâmpart în patru categorii:
Categoria A1- țiței uleios, octanic - având conținut de benzină
ușoară 60 % la
100 °C-final 155 °C, cu CO >70 și păcură adecvată producerii
de uleiuri cu
12 3
45
6
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
8/317
8
temperatura de congelare coborâtă, Categoria A2- țiței neuleios,
octanic - având conținut de benzină ușoară 60 %
la 100 °C-final 155 °C, cu CO >70 și păcură improprie
producerii de uleiuri, Categoria A3- țiței uleios, neoctanic -
având conținut de benzină ușoară cu
CO
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
9/317
9
Tabelul 1.5 .Clasificarea ţiţeiurilor dupã temperatura de
congelare a pãcurii [5]
Clasa Tipul Sub-tipul
ProduseCaracteriza-rea ţiţeiului
Pãcurã,temp. de
colgelare
Producţiede
uleiuri
Benzinacifra
octanicã
Randamentul benzineiUsoarã
F 155 0CTotalã
F 185 0C
A
A1 A < -15 + >70 >10 Neparafinos
uleiosoctanic
B < -15 + >70 5 – 10C < -15 + >70 < 5
A2 A < -15 - >70 >10 Neparafinos
neuleiosoctanic
B < -15 - >70 5 – 10C < -15 - >70 < 5
A3 A < -15 + >70 >10 Neparafinos
uleiosneoctanic
B < -15 + >70 5 – 10C < -15 + >70 < 5
A4
A < -15 - >70 >10 Neparafinos
neuleiosneoctanic
B < -15 - >70 5 – 10C < -15 - >70 < 5
B BD -14 la +19 >20 Mixt (semi-
parafinos)neoctanic
E -14 la +19 15 – 20F -14 la +19 < 15
C CD > +20 >20
parafinosneoctanicE > +20 15 - 20
F > +20 < 15
1.2.3. Categorii de fluide
Fluidele ce trebuiesc transportate prin conducte se clasifică
conformstandardului SR EN 14161 [6], în :
Categori a A -fluide tipic neinflamabile, având ca și principal
constituent apa,
Categori a B -fluide inflamabile și/sau toxice care suntlichide
la temperaturamediului ambiant și în condiții de presiune
atmosferică (țițeiul, condensatulstabilizat și produsele
petroliere),
Categori a C care conține fluide neinflamabile și netoxice ce
sunt gaze latemperatura mediului ambiant și în condiții de presiune
atmosferică (azotul, argonul,aerul și dioxidul de carbon)
Categori a D ce conține gazele naturale netoxice, cu o singură
fază.
Categori a E conține fluidele inflamabile și/sau toxice care
sunt gaze latemperatura mediului ambiant și în condiții de presiune
atmosferică și sunttransportate ca și/sau lichide (etan, gazolină,
gaz petrolier lichefiat-propan sau butan,gaze naturale lichide,
amoniac, clor).
În tabelul 1.6. s-au prezentat date relevante despre fluide.
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
10/317
10
Tabelul 1.6. Date relevante despre fluide
1.2.4. Proprietățile fluidelor
1.2.4.1. Greutatea specifică
Greutatea specifică medie a unui corp este raportul dintre
greutatea saG şivolumul săuV :
V g m
sauV G
.
(1.2)
în care: m = masa corpului (kg)
g = acceleraţia gravitaţională (m2/s)Greutatea specifică a unui
lichid petrolier aflat la temperatura t , se determină
cu ajutorul ecuației:
00
1 t t t
(1.3)
DATE CE CARACTERIZEAZĂFLUIDELE
GAZE NATURALE
ETAN,GAZOLINA
ŢIŢEI,CONDENSAT
Compoziţia chimică ( % mol.) X xPrezenţa H2O, CO 2, H 2S X
xPunctul de rouă al apei în funcţie de
presiune pentru gazele lichefiate ( 0C)X
Săruri de HCO3, O 2 (% gr. sau mol.) xConductivitatea termică
(W/m°C) X xCăldura specifică (J/kg°C) X xTemperatura de formare a
hidraţilor înfuncţie de presiunie
X
Diagrama de faza XViscozităţile cinematice în funcţie
detemperatura
x
Viteza de forfecare pentru lichidele parafinoase (Nm 2/sec.)
x
Temperatura de congelare (°C) xTemperatura de tulburare (°C)
xConţinutul de mercur X
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
11/317
11
în care: 0 = greutatea specifică a lichidului la temperatura de
referinţă t0 = 20°C
= coeficient de corecţie, valori orientative pentru acesta sunt
prezentate întabelul 1.7.
Tabelul 1.7. Valorile coeficientului de corecție pentru diferite
densități ale țițeiurilor
Densitatearelativă
Coeficientul decorecţie pentru
1°C
Densitatearelativă
Coeficientulde corecţiepentru 1°C
Densitatearelativă
Coeficientulde corecţiepentru 1°C
0,700-0,710 0,000897 1,801-0,810 0,000765 0,901-0,910
0,0006330,710-0,720 0,000884 0,811-0,820 0,000752 0,911-0,920
0,0006200,721-0,730 0,000870 0,821-0,830 0,000738 0,921-0,930
0,0006070,731-0,740 0,000857 0,831-0,840 0,000725 0,931-0,940
0,0005940,741-0,750 0,000844 0,841-0,850 0,000712 0,941-0,950
0,0005810,751-0,760 0,000831 0,851-0,860 0,000699 0,951-0,960
0,0005670,761-0,770 0,000818 0,861-0,870 0,000686 0,961-0,970
0,0005540,771-0,780 0,000805 0,871-0,880 0,000675 0,971-0,980
0,0005410,781-0,790 0,000792 0,881-0,890 0,000660 0,981-0,990
0,0005280,791-0,800 0,000778 0,891-0,900 0,000647 0,991-0,1000
0,000515
Determinarea greutăţii specifice a amestecurilor se poate
calcula utilizândrelaţiile din tabelul1.8.
În tabel apar următoarele notificații: V 1 , V 2 , ..., V i -
volumul fiecărui component al amestecului,V = V 1 + V 2 + ... + V i
- volumul total al amestecului,n1 , n 2 , ..., n i - proporţia
fiecărui component în unitatea de
volum a amestecului, în procent volum,G1 , G 2 , ..., G i -
greutatea fiecărui component al amestecului,G = G 1 + G 2 + ... + G
i - greutatea totală a amestecului,n' 1 , n' 2 , ..., n' i -
proporţia fiecărui component în unitatea de volum
a amestecului, în procent volum, 1 , 2 , ..., i - greutatea
specifică a fiecărui component a
amestecului,
am - greutatea specifică a amestecului,
1.2.4.2. Densitatea (masa specifică)
Masa specifică medie sau densitatea medie a unui fluid, este
raportuldintre masă şi volumul său:
V m
(1.4)
Î ntre masa specifică t a unui lichid petrolier aflat la o
temperaturăt şi masaspecifică
0 la temperatura de referinţă t
0= 20°C, există relaţia:
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
12/317
12
)(1 00
t t t
(1.5)
Tabelul 1.8. Formule pentru calculul greutății specifice a
amestecurilor de fluide Nr.crt.
Date determinate Formule pentru calculul greutăţii specifice a
amestecului
1.V 1 , V 2 , ..., V i V = V 1 + V 2 + ... + V i
1 , 2 , ... , i
am
i iV V V V
1 1 2 2 ...
2. n1 , n 2 , ... , n i 1 , 2 , ... , i
am i in n n 1 1 2 2 ...
3.
G1 , G 2 , ..., G i
G = G 1 + G 2 + ... + G i 1 , 2 , ... , i
ami
i
GG G G 1
1
2
2
...
4. n' 1 , n' 2 , ... , n' i 1 , 2 , ... , i
ami
i
n n n
1
1
1
2
2
' ' '
...
Densitatea variază în funcție de proporția hidrocarburilor cu
număr mare decarbon în moleculă și de tipul hidrocarburilor (la
același număr de atomi de carbon
din moleculă, densitatea crește înordinea
parafine-naftene-aromate).Valoarea densității unui țiței la orice
temperatură se poate exprima prinrelația:
),15,273(15,293 T T (1.5)Unde factorul are expresia:
15,293001315,0825,1 . (1.6)
Densitatea relativă a produselor petroliere se poate calcula în
intervalul 0-150°C cu relația lui D.I.Mendeleev și anume:
),15,293(15,29315,27715,277 T d d T (1.7)
În ecuația de mai susd este densitatea țițeiului la temperatura
t în raport cucea a apei la 4°C.
Densitatea în grade API se poate calcula cu relația:
5,1315,141
60 F d API (1.8)
Unde: F d 60 este densitatea relativă determinată în laborator
la 60°F.
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
13/317
13
1.2.4.3. Densitatea relativă
Densitatea relativă a unui corp este raportul dintre masa
specifică a aceluicorp şi masa specifică a unui corp de referinţă
aflat într -o stare dată.
Conform STAS 35- 81 densitatea relativă a produselor petroliere
lichide,semisolide şi solide se stabileşte prin raportarea masei
specifice pentru produsul aflatla temperatura de t 0 = + 20°C la
masa specifică a apei distilate la temperatura de +4°C şi presiunea
de 760 Torr.
)4(
0
t a
p t
(1.9)
Densitatea amestecurilor de produse petroliere, se poate calcula
cu relaţia: n
i , ,iam d V d
1
1529315277100
1. (1.10)
Densitatea relativă a fracţiilor înguste (10….20oC) poate fi
calculată curelaţia
nmT d
100
15,29 315,27 7 (1.11)
Pentru ţiţeiurile neparafinoase se poate considera că β = 0,722
si n = 0,13,T m f iind temperatura medie ponderată.
Variaţia densităţiicu presiunea se poate determina astfel: ,e
00
p p (1.12)
sau prin dezvoltarea în serie ,1 00 p p (1.13)relaţie care este
valabilă până la presiuni de 500 bar.În această relaţie este
coeficientul de compresibilitate.
Pentru hid rocarburi pure, variatia densităţii cu temperatura
poate fi exprimatăși cuurmătoarea relaţie ce poate fi obținută
experimental:
,)()( 20044 0 t t bt t ad d t t (1.14)
în care:T este temperatura la care se cere valoarea densităţii;T
0 este temperatura lacare este datã densitatea; iara, b sunt
constante, calculate prin regresie, plecând de ladensităţi obţinute
pe cale experimentală.Apa pură are o valoare maximă a densităţiide
999,97 kg/m 3 la 3,98 oC (se aproximează la 1000 kg/m3 la 4
oC).
Variaţia densității apei împreună cu a vâscozităţii apei funcție
de temperatură este redată în tabelul 1.9.
Prin îngheţare(0oC) apa îşi măreşte volumul, gheaţa are o
densitate mai micădecât apa din care provine (916,75 kg/m 3 la 0
oC).
Volumul gheţiidevine cu 1/11 mai mare decât volumul apei din
care provine.
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
14/317
14
Tabelul 1.9. Proprie tățile apei nemineralizate Proprietăţi/
T oC
0 4 10 20 30 40 60 80 100
Densitatea,
kg/m 3 999,87 1000 998,73 998,28 995,67 992,21 983,21 971,80
958,38
Vâscozitatea cinematică,
cSt1,794 1,567 1,310 1,011 0,804 0,660 0,477 0,368 0,296
Vâscozitate dinamică,
cP1,797 1,523 1,301 1,007 0,800 0,654 0,469 0,651 0,284
1.2.4.4. Masa moleculară
La amestecurile care au compoziţie cunoscută, masa molecularã
medie M se poate determina cu ajutorul relației:
,/sau111
n
i i
in
ii
n
iii M
g g M x M M (1.15)
unde:- M i este masa moleculară a componentului i;- xi este
fracţia molară a componentului i ,- g i este fracţia masică a
componentuluii.
Masa moleculară ne arată de câte ori masa moleculei substanței
respective
este mai mare decât a 1/12 parte a masei unui atom al izotopului
de12
C.Cu cât masa moleculară a fracțiilor de țiței este mai mare cu
atât temperaturasa de fierbere va fi mai mare.
B.V.Voinov a propus pentru masa moleculară a unei fracții
petroliere relația: mmmm cT bT a M ,, (1.16)
În relația 1.16 mmT , este temperatura medie molară de
fierbere,a,b,c fiindcoeficienți determinați experimental.
Pentru hidrocarburilor parafinice relația de mai sus se scrie
astfel: mmmm T T M ,, 001,03,060 (1.17)
Valorile mai exactă ale greutății moleculare este dată de
relația lui Kesler -Lee(T f este temperatura de fierbere):
122
72
108,1
)98,181
8828,1()02266,080882,01(
108,1
)79,720
3437,1()02058,0770044,01(
8,1)3287,36523.4(4,94866,12272
f
f
f
f
f
T
T
T
T
T M
(1.18)
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
15/317
15
1.2.4.5. Conductivitatea termică
Conductivitatea termică reprezintă fluxul de căldură ce poate
trece prinunitatede suprafață (pe o distanță de 1 metru). Valoarea
fluxului de căldură se poate determina cu relația:
15,29 315,277
51031,6134,0
T . (1.19)
În practică fluxul de căldură variază între 0,05 și 0,3 W/mK
Pentru roci și soluri, conductivitatea termică s poate calcula cu
relația:
675,1272,251
T . (1.20)
1.2.4.6. Coeficientul de dilatare volumică
Coeficientul de dilatare volumică indică creșterea de volum a
lichiduluidatorită creșterii temperaturii.
Pentru țiței se poate calcula cu relațiaexperiment ală:
T 2204204 5965634025831
. (1.21)
1.2.4.7. Căldura specifică masică
Pentru țițeiuri și fracțiile de hidrocarburi în stare lichidă,
căldura specificămasică se poate determina cu relațiile (relația
lui Cragoe fiind mai utilă în calcule):
C.S. Cragoe :204
38,35,762
T c
(1.22)
W.R.Gambil :1515
4,31685
T c
(1.23)
O altă relație a luiCragoe este formula:
)00081,0403,0(1
15
t C
[Kcal/Kgf°C] (1.24)
în care: t = temperatura lichidului, °C 15 = greutatea specifică
a lichidului la 15°C, kgf/dm3
Formula este utilă pentru ţiţei şi fracţiuni de ţiţei având
greutatea specifică la15°C de 0,72 .... 0,96 kgf/dm3 şi pentru
intervalul de temperatură 0 .... 400°C.
Pentru proiectare se va folosi formula lui Karavaev, mai simplă,
dar destulde precisă:
C = 0,4825 + 0,00077 ( t - 100) Kcal/kgf°C (1.25)
În acelaşi scop se poate folosi şi diagrama din figura1.4.
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
16/317
16
1.2.4.8. Limitele de explozie
Limita inferioară și limita superioară de explozie definește
intervalul în care
poate avea loc o explozie a unui gaz inflamabil (se exprimă în
volum de gazinflamabil în amestec cu aerul). Limitele de explozie
pentru unele hidrocarburi sunt date în tabelul 1.10
(domeniul de explozie se mărește cu creșterea temperaturii și se
micșorează cucreșterea volumului de gaze inerte).
Tabelul 1.10. Limitele de explozie în amestec cu aerul
HidrocarburaHidrocarbura în aer,
%vol. HidrocarburaHidrocarbura în
aer, %vol.metan
etanetilenã acetilenã propann-butann-pentann-hexan
ciclohexann-heptann-decan
benzene
5,00 - 15,00
2,00 - 13,003,02 - 34,002,50 - 80,002,10 - 9,501,80 - 8,401,40 -
8,301,20 - 7,701,30 - 8,351,00 - 7,000,78 - 2,60
1,30 - 7,90
toluen
naftalinã diclormetanclorbenzen
metanoletanol
acetonã etilenoxidebnzinã petrol
hidrogen
hidrogen sulfurat
1,27 - 7,00
0,90 - 5,9013,00 -18,001,30 - 11,005,50 - 36,503,10 - 20,002,10
- 13,003,00 -100,001,30 - 6,001,16 - 6,00
4,10 - 74,20
4,30 - 45,20
1.2.4.9. Temperatura (punctul) de inflamabilitate
Este temperatura la care o probă de produs petrolier încălzită
crează ocantitate de vapori ce formează un amestec inflamabil cu
aerul. Această temperaturăcaracterizează un produs din punct de
vedere al pericolului de aprindere în timpuldepozitării și mai ales
în timpul deversării pe sol sau ape (în caz de poluareaccidentală).
De menționat că temperatura de aprindere este acea temperatură la
carelichidul are o cantitate suficie ntă de vapori care aprinsă
arde fără intervenția uneisurse exterioare de căldură.
1.2.4.10. Conductivitatea electrică
Pentru uleiurile rafinate, conductivitatea electrică are valori
foarte mici, eacrescând cu temperatura și scade cu vâscozitatea. De
asemenea conductivitateaelectrică crește în prezența sărurilor, a
acizilor organici și a acizilor corespunzători precum și cu
oxidarea produsului.
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
17/317
17
Figura 1.4. Căldura specifică a unor produse petroliere
1.2.4.11. Permisivitatea relativă (constanta dielectrică)
Constanta dielectrică se definește ca fiind raportul dintre
capacitatea unuicondensator la care spațiul dintre electrozi și în
jurul acestora este umplut înîntregime cu produs petrolier și
capacitatea aceluiași condensator considerat în vid.
Valoarea p ermisivității produselor petroliere și a țițeiului
scade la creștereatemperaturii.
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
18/317
18
1.2.4.12. Compresibilitatea și elasticitatea
Compresibilitatea reprezintă cota de reducere a volumului
produsului petrolierodată cu creșterea presiunii.
, pV
V 1d1d (1.26)
Coeficientul de elasticitate cubică este inversul
compresibilității.
1.2.4.13. Absorția și cavitația
Lichidele petroliere absorb (dizolvă) gazele cu care vin în
contact. Greutateagazelor absorbite crește odată cu presiunea așa
încât volumul gazului dizolvatrămâne constant.
Odată cu scăderea presiunii are loc o degajare a unei părți a
gazelor dizolvate(dacă presiunea lichidului scade până la presiunea
de vaporizare, odată cu degajareagazelor se p roduce și vaporizarea
lichidului). Acest fenomen complex poartă numelede cavitație,
fenomenul fiind întâlnit în paleții turbinelor de la vapoare sau
a
pompelor centrifuge.
1.2.4.14 . Impuritățile
În țiței și în apa de zăcământ pot apărea impuritățimecanice
datoratetransportului țițeiului în rocile colectoare.
Particulele pot fi în suspensie sau dizolvate. Cele aflate în
suspensie audimensiuni mai mari decât moleculele, fiind sub
influența forței lui Arhimede și aforțelor de vâscozitate.
Particulele dizolvate sunt alcătuite din molecule (sau ioni)
conținute înstructura moleculară a lichidului (mai ales în cazul
apelor).
Coloizii sunt particule foarte mici (care din punct de vedere
tehnic suntsuspensii dar uneori posedă proprietăți de substanțe
dizolvante).
Tabelul 1.11. Clasificarea particulelor solide în funcție de
diametrul acestora
Particule dizolvate Particule coloidaleParticule în
suspensie
sau nefiltrabile10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 1
1.2.4.15. Punctul (temperatura) de congelare
Temperatura de congelare este temperatura maximă la care țițeiul
(sau produsul petrolier), aflat într -o eprubetă, nu-și schimbă
meniscul prin înclinareaacesteia la 45 ° față de orizontală (timp
de 1 minut).
Valoarea acestei temperaturi depinde de concentrația de parafine
și decantitatea de uleiuri din țiței.
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
19/317
19
Temperatura de congelare este determinată în laborator, fiind
funcție detratamentele termice aplicate țițeiurilor, aditivilor
introduși precum și a tehnologieide determinare. De menționat că în
laborator se determină atât punctul de congelarecât și punctul de
curgere (punctul în care produsul curge).
Valoarea punctului de congelare nu are nici o legătură cu
fenomenul de depunere a parafinei solide pe pereții conductei
(această depunere are loc la ovaloare mai mică a temperaturii decât
cea a punctului de congelare).
Punctul de congelare nu este o caracteristică fizică aditivă,
valoarea lui laamestecurile de țiței fiind stabilită
experimental.
În ceea ce privește influența calității țițeiurilor asupra
punctului de congelarese specifică că acesta este influențat
de:
a. Cantitatea de parafină, b. Prelucrarea termică a țițeiurilor,
c. Caracteristicile tixotrope a țițeiurilor paraf inoase
congelabile.
Experimentele au arătat că tratarea termică a țițeiurilor în
intervalul 0-40°Cduce la creșterea temperaturii de congelare, în
intervalul 40-50°C aceasta atingevalori maxime, apoi scade la
temperaturi de încălzire de peste 50°C.
Prin congelarea țițeiului, de fapt congelează doar parafina,
masa de bază alichidului rămânând lichidă. Cristalele de parafină
se distribuie uniform în lichidformând o structură de gel, care
prin agitare se destinde, vâscozitatea scăzând brusc.
După ce lichidul trece în repaus, țițeiul formează din nou o
structură de gel.
Un exemplu de comportare al țițeiului tratat termic (țiței
Dudești) este redat întabelul 1.12.
Tabelul 1.12. Variația temperaturii de congelare cu a
temperaturii de tratare pentru un țiței Dudești
Temperaturade tratare
°C, timp de30 minute
30 35 40 45 50 55 60 65
Temperaturade congelare
°C
26 26,5 26,5 27,5 27,5 27 25 22
Se observă următoarele analizând graficul din figura1.5:-
valoarea maximă a temperaturii de congelar e este 27,5 °C, -
valoarea intermediară a temperaturii de congelare este 24,5 °C, -
valoarea minimă a temperaturii de congelare este 22 °C, -
temperatura de congelare crește până la 27,5°C corespunzător
temperaturii de
tratare de 50 °C apoi scade.
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
20/317
20
Figura 1.5. Var iația temperaturii de congelare cu a
temperaturii de tratare pentru un țiței Dudești
1.2.4.16 . Depunerile de parafină
Prin depuneri de parafină se înțelege toate depunerile aderente
la conducte(parafine, cerezine).
Cerurile de petrol conțin componenți lichizi, produse asfaltice
și cantitățivariabile de argilă și nisip.
Condițiile depunerii pe conducte a parafinelor și cerurilor de
petrol sunt: - scăderea presiunii, - scăderea temperaturii, -
scăderea saturației de gaze din țiței, - viteza de curgere a
fluidului,- conținutul de apă și impurități mecanice, - timpul de
contact între țiței și conducte.
În timpul pompării țițeiului prin conducte pot apărea
următoarele situații: a. presiunea se menține constantă, dar
temperatura scade sub temperatura de
depunere a parafinei (în acest caz apare un sistem bifazic
lichid-solid, fazasolidă fiind reprezentată de cristalele de
parafină). Pe măsură ce temperaturascade are loc depunerea de
parafină pe pereții conductelor. Dacă țițeiul esteîn mișcare are
loc depunerea la o temperatură mai mare decât în
staționare.Cantitatea de parafină depusă crește cu scăderea
temperaturii și scade cucreșterea presiunii. Temperatura la care
are loc depunerea de parafine estefuncție de presiune (cu cât
presiunea este mai redusă gazele din soluție sedestind și deci are
loc un transport trifazic-scade cantitatea de lichid).
0
5
10
15
20
25
30
0 20 40 60 80
T e m p e r a t u r a
d e
c o n g e l a r e
° C
Temperatura de tratare °C
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
21/317
21
b. Dacă temperatura este constantă și presiunea scade, în țiței
are loc fenomenulde separare gaze formându-se un amestec bifazic
țiței-gaze.
c. Dacă presiunea și temperatura scade se creează condițiile
favorabile pentrudepunerea parafinei.
Pentru calcularea valorii punctului de congelare la amestecurile
de țiței se poate utiliza cu succes Indicii Henri Maurin (indici de
parametrizare aamestecurilor).
Indi cii Henri Maurin, care sunt redați în tabelul 1.13.
Exemplul 1 :Să se determine punctul de congelare al unui amestec
format din 70% ţiţei
cu punctul de congelare +20 oC (H = 77,4) si respectiv 30% ţiţei
cu punctul decongelare -24 oC (H = 19,8).
IHM = 77,4 0,7 + 19,8 0,3 = 60,12. Din tabelul 1. 13 rezultă
temperatura decongelare +14 oC.
1.2.4.17. Vâscozitatea
Conform STAS 1080- 73 mărimile folosite pentru definirea
fluidelor (normalvâscoase) sunt vâscozitatea dinamică şi cea
cinematică, care sesupun legii lui
Newton din dinamica fluidelor:
nddv
(1.27)
Sau:
AF
(1.28)
în care: - = tensiunea tangenţială în direcţia curgerii, între
două straturi de fluid
paralele- F = forţa necesară pentru menţinerea curgerii,- A =
aria suprafeţei de separare dintre cele două straturi de fluid, - =
vâscozitatea dinamică (absolută),
- nd
dv este gradientul de viteză,
- Vâscozitatea unui lichid reprezintă frecarea internă a
acestuia, adicăfrecareacare ia naştere când moleculele fluidului se
deplasează unele în raport cucelelalte sub influenţa unei forţe
exterioare.
- Majoritatea produselor petroliere sunt considerate fluide
newtoniene undevâscozitatea depinde de presiune și temperatură.
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
22/317
22
Tabelul 1.13. Indicii Henri Maurin pentru calculul punctului de
congelare şicurgerePunct de
congelare, oCIndice de
amestec, HPunct de
congelare, oCIndice de
amestec, H
-50 11,2 0 37,2-45 12,2 +1 38,3-40 14,0 +2 39,5-35 15,8 +3
40,9-30 17,6 +4 42,4-29 17,9 +5 43,8-28 18,3 +6 45,2-27 18,7 +7
46,7-26 19,0 +8 48,4-25 19,4 +9 50,2-24 19,8 +10 52,0-23 20,3 +11
54,2-22 20,8 +12 56,3-21 21,3 +13 58,5-20 21,8 +14 60,6-19 22,3 +15
62,8-18 22,9 +16 65,3-17 23.4 +17 68,2-16 24,0 +18 71,0-15 24,5 +19
74,2-14 25,0 +20 77,4-13 25,6 +21 80,7-12 26,2 +22 83,9-11 26,9 +23
87,1-10 27,6 +24 90,4-9 28,3 +25 94,0-8 29,0 +26 97,6-7 29,8 +27
101,4-6 30,7 +28 105,8
-5 31,8 +29 110,1-4 32,9 +30 115,4-3 34,0 - --2 35,0 - --1 36,1
- -
Vâscozitatea cinematică este raportul dintre vâscozitate
dinamică și densitatealichidului la temperatura și presiunea
determinării.
(1.29)
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
23/317
23
Mărimea vâscozităţii poate fi exprimată în: -unităţi dinamice;
-unităţi cinematice; -unităţi convenţionale.
a) Vâscozitatea dinamică ( µ) este raportul dintre tensiunea
tangenţială îndirecţia vitezei şi gradientul vitezei,dv/dy
(derivaţia vitezei dupănormala la elementul de suprafaţă):
dydv
(Ns/m 2) (1.30)
b) Vâscozitatea cinematică ( ) este raportul dintre vâscozitatea
dinamică μ şimasa specifică :
g
sau
.
(m 2/s) (1.31)
c) Vâscozitatea convenţională reprezintă timpul de scurgere a
unuianumit volum de produs la temperatura de lucru stabilită cu
diferite aparate, cum arfi: vâscozimetrul Engler, aparatul Saybolt
Universal, vâscozimetrul Redwood.
d) Vâscozitatea relativă se exprimă prin raportul dintre
vâscozitateadinamică a unui lichid şi vâscozitatea dinamică a apei
la temperatura de 20°C.
r
o
o H O
Co
CP 2
20
1
(1.32)
e) Vâscozitatea amestecurilor
Pentru dimensionarea conductelor prin care se transportă
amestecuri delichide petroliere, este necesară determinarea directă
în unităţi absolute a vâscozităţiiamestecurilor pentru întreg
domeniul temperaturilor de transport ce intră înconsideraţie.
Pentru calculele orientative şi în fazele preliminare de
proiectare,determinarea viscozităţii unui amestec se poate face cu
formula:
ii
am
f f f
1lg...
1lg
1lg
1lg
22
11 (1.33)
în care: f 1 , f 2 , ...., f i = reprezintă fracţiunea molară a
componentului
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
24/317
24
În practică pentru amestecuri de țițeiuri se poate utiliza
metoda estimăriivâscozității prin parametrizarea amestecurilor
(indicii Henri Maurin).
În tabelele 1.18 și 1.19 sunt redați îndicii de amestec Henri
Maurin pentru
vâscozitatea cinematică și pentru vâscozitatea dinamică.
Dimensiunile, unitatea de măsură şi relaţiile de conversie pentru
acestemărimi sunt date în tabelele nr.1.14, 1.15. 1.16, 1.17 şi
figura1.6:
Tabelul 1.20 redã corespondenta între unitãţile de vâscozitate
cinematicã,oE- cSt (conform STAS 1666 - 73).
f.Unităţi de măsură
Tabelul 1.14 Unități de măsură pentru vâscozitatea dinamică
Sistem uzual SI MKFS FPS CGSU.M. Pa s N.s/m 2 kg/m.s
kgf.s/m 2 pdl.s/ft 2 P
Tabelul 1.15 Unități de măsură pentru vâscozitatea
cinematică
Sistem SI MKFS FPS CGSU.M. m 2/s m 2/s ft 2/s St
Tabelul 1.16 Unități de măsură pentru vâscozitatea
convenţională
Vâscozimetrufolosit
VâscozimetrulEngler
Aparatul SayboltUniversal
ViscozimetrulRedwood(I sau II)
U.M. °E "S "R
Tabelul 1.17 Transformarea unităților de vâ scozitate
Unitatea poise. cP Pa s1 poise 1 100 0,1
1 centipoise(cP) 0,01 1 0,0011Pascal secunda 10 1000 1
1lbm/(ft s) 14,88 1488 1,488
1 lb f /ft 478,8 4,788 10 47,88
1 Pa s=1 kg/(m s)1 kg f=9,80665 N1 Pa=1kg/m s 2
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
25/317
25
Tabelul 1.18. Indicii Henri Maurin pentru calculul vâscozitãtii
cinematice de amestecCSt H cSt H cSt H1,0 3,25 30 28,88 220
35,48
1,5 8,32 40 30,03 240 35,712,0 11,40 50 30,86 260 35,922,5 13,55
60 31,51 280 36,113,0 15,18 70 32,04 300 36,293,5 16,46 80 32,58
320 36,454,0 17,52 90 32,87 340 36,615,0 19,17 100 33,20 360
36,756,0 20,43 110 33,49 380 36,887,0 21,44 120 33,76 400 37,008,0
22,27 130 34,00 420 37,129,0 22,97 140 34,21 440 37,23
10,0 23,59 150 34,41 460 37,3412,0 24,58 160 34,60 500 37,5314,0
25,38 170 34,77 600 37,9516,0 26,05 180 34,93 700 38,3018,0 26,62
190 35,08 800 38,5920,0 27,11 200 35,22 1000 39,07
Transformãrile valorii vâscozitãţii cinematice a unui lichid în
sistemeleconvenţionale mai sus menţionate sunt urmãtoarele:
din "grade" Engler în cSt:
301
10 6,7 E E (1.34)
din "grade" Saybolt în cSt:
S S
195226,0 (pentru intervalul 32-100 secunde) (1.35)
S S
135220,0 (pentru t >100 secunde) (1.36)
din "grade" Redwood în cSt
R R
179260,0 (pentru intervalul 32-100 secunde) (1.37)
R R
50247,0 (pentru t >100 secunde) (1.38)
Exemplul 2 :Să se determine vâscozitatea unui amestec format din
33000 kg ţiţei
cu vâscozitatea de 2 °E ( IHM = 24,5) la +20 oC si 25000 kg
titei cu
vâscozitatea de 6,5 °E ( IHM = 30,78) la +20
o
C.
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
26/317
26
IHM =33000 24,5 +25000 30,78 =27,20.Din tabelul 1.19 rezultã
vâscozitate de 2,9°E (20 cSt).
Tabelul 1.19 . Indicii de amestec Henri Maurin pentru
vâscozitatea Engler
E H E H E H E H1,12 11,401,2 14,10 4,9 29,68 8,6 31,81 21,5
34,661,3 17,35 5,0 29,76 8,7 31,85 22,0 34,731,4 19,17 5,1 29,84
8,8 31,89 22,5 34,791,5 20,70 5,2 30,00 8,9 31,93 23,0 34,851,6
21,83 5,3 30,00 9,0 31,97 23,5 34,851,7 22,67 5,4 30,07 9,1 32,01
24,0 34,971,8 23,32 5,5 30,14 9,2 32,04 24,5 35,031,9 24,00 5,6
30,20 9,3 32,07 25,0 35,08
2,0 24,50 5,7 30,32 9,4 32,11 25,5 35,142,1 24,90 5,8 30,35 9,5
32,15 26,0 35,182,2 25,28 5,9 30,41 9,6 32,19 26,5 35,232,3 25,62
6,0 30,48 9,7 32,23 27,0 35,292,4 26,00 6,1 30,55 9,8 32,27 27,5
35,342,5 26,24 6,2 30,60 9,9 32,30 28,0 35,392,6 26,50 6,3 30,66
10,0 32,33 28,5 35,442,7 26,79 6,4 30,73 10,5 32,46 29,0 35,492,8
27,00 6,5 30,78 11,0 32,62 29,5 35,542,9 27,20 6,6 30,85 11,5 32,76
30,0 35,583,0 27,45 6,7 30,92 12,0 32,91 30,5 35,633,1 27,68 6,8
30,96 12,5 33,04 31,0 35,673,2 27,82 6,9 31,02 13,0 33,17 31,5
35,713,3 28,00 7,0 31,06 13,5 33,29 32,0 35,733,4 28,10 7,1 31,11
14,0 33,40 32,5 35,783,5 28,25 7,2 31,16 14,5 33,51 33,0 35,823,6
28,42 7,3 31,22 15,0 33,61 33,5 35,823,7 28,55 7,4 31,27 15,5 33,71
34,0 35,893,8 28,65 7,5 31,32 16,0 33,80 34,5 35,933,9 28,70 7,6
31,37 16,5 33,89 35,0 35,974,0 28,80 7,7 31,42 17,0 33,98 35,5
36,01
4,1 28,90 7,8 31,47 17,5 34,07 36,0 36,054,2 29,01 7,9 31,52
18,0 34,15 36,5 36,094,3 29,12 8,0 31,56 18,5 34,23 37,0 36,124,4
29,23 8,1 31,60 19,0 34,31 37,5 36,164,5 29,23 8,2 31,65 19,5 34,38
38,0 36,194,6 29,40 8,3 31,69 20,0 34,46 38,5 36,234,7 29,49 8,4
31,73 20,5 34,53 39,0 36,264,8 29,59 8,5 31,77 21,0 34,59 39,5
36,274,9 29,68 8,6 31,81 21,5 34,66 40,0 36,28
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
27/317
27
Tabelul 1.20 . Conversia din unitãţi de vâscozitate cinematicã
în unităţi vâscozitate Engler
cSt E cSt E cSt E cSt E2,00 1,119 6,75 1,543 18,50 2,70 48
6,37
2,10 1,129 7,00 1,546 19,00 2,75 50 6,622,20 1,140 7,25 1,586
19,50 2,81 55 7,282,30 1,150 7,50 1,608 20,00 2,87 60 7,932,40
1,160 7,75 1,630 20,50 2,92 65 8,582,50 1,169 8,00 1,651 21,00 2,98
70 9,232,60 1,179 8,25 1,673 21,50 3,04 75 9,892,70 1,189 8,50
1,696 22,00 3,10 80 10,542,80 1,198 8,75 1,718 22,50 3,16 85
11,202,90 1,207 9,00 1,740 23,00 3,22 90 11,863,00 1,217 9,25 1,763
23,50 3,28 95 12,513,10 1,226 9,50 1,785 24,00 3,34 100 13,173,20
1,235 9,75 1,808 24,50 3,40 105 13,833,30 1,244 10,00 1,831 25,50
3,52 110 14,483,40 1,253 10,20 1,849 26,00 3,58 120 15,803,50 1,262
10,40 1,868 26,50 3,64 130 17,113,60 1,271 10,60 1,886 27,00 3,70
135 17,773,70 1,280 10,80 1,906 27,50 3,76 140 18,433,80 1,289
11,00 1,924 28,00 3,82 145 19,083,90 1,298 11,20 1,942 28,50 3,88
150 19,744,00 1,307 11,40 1,961 29,00 3,94 160 21,064,10 1,315
11,60 1,980 29,50 4,00 170 22,374,20 1,324 11,80 1,999 30,00 4,07
180 25,004,30 1,333 12,00 2,020 31,00 4,19 190 25,004,40 1,341
12,50 2,070 32,00 4,32 200 26,304,50 1,350 13,00 2,120 33,00 4,44
210 27,604,60 1,359 13,50 2,170 34,00 4,57 220 28,904,70 1,367
14,00 2,220 35,00 4,70 230 30,304,80 1,376 14,50 2,270 36,00 4,82
240 31,604,90 1,384 15,00 2,320 37,00 4,95 250 32,90
5,00 1,393 15,50 2,370 38,00 5,08 260 34,205,25 1,414 16,00
2,430 39,00 5,21 270 35,505,50 1,436 16,50 2,430 40,00 5,33 280
36,805,75 1,457 17,00 2,480 42,00 5,59 290 38,206,00 1,479 17,50
2,530 44,00 5,85 300 39,406,25 1,500 18,00 2,590 46,00 6,116,50
1,521 2,640
Peste 300 cSt (mm 2/s) se aplicã relaţia = 7,6 E
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
28/317
28
g.Variaţia vâscozităţii cu temperatura
Vâscozitatea ţiţeiurilor parafinoase se menţine scãzută, până la
o anumitãtemperatur ă, putin superioară temperaturii de congelare,
după care, la scădereatemperaturii, vâscozitatea creşte brusc la
valori foarte ridicate.Aceast fapt se datorează procentului ridicat
de produse albe (care au ovâscozitate redusă). De asemenea în
aceste țițeiuri sunt prezente și cantități de parafină care dacă
rămâne în soluție nu afectează vâscozitatea. În momentul în
caretemperatura țițeiului scade și pariculele de parafină ies din
soluție și congeleazăcrește și vâscozitatea. La amestecuri (în
aceste condiții), vâscozitatea va fi dată decea a componenților și
de proporțile lor în compunerea amestecului.
În cazul țițeiurilor de tipul B (uleioase), variația
vâscozității cu temperaturaeste mai puțin accentuată.
La valori normale ale temperaturii (20 oC – 70 oC), vâscozitatea
acestor țițeiuri
este mai mică decât a țițeiurilor parafinoase.La țițeiurile
asfaltoase cu scăderea temperaturii va crește vâscozitatea maimult
decât a unui țiței parafinos. În cazul în care nu sunt date
suficiente privind variația vâscozității cu temperatura se poate
apela la relația lui Walter.
,log8,0loglog T B A (1.39)Unde:
8,010 )log(10 T B A (1.40)respectiv
,10 3 (1.41) prin convertire din cSt în cP.
În relaţiile de mai sus:- - vâscozitatea cinematicã (cSt);-T -
temperatura absolutã (K);- - vâscozitatea dinamicã (cP);- ρ -
densitate (kg/m 3);-A, B - constante.
Constantele A și B se pot determina dacă se cunosc valorile a
două vâscozitățicinematice la două temperaturi diferiteT 1 și T
2.
1
2
1
2
log
8,0log8,0log
log
T T
B
(1.42)
22 log8,0loglog T B A (1.43)Domeniul de valabilitate al acestei
relaţii este 40…110oC (erorile sunt
minime fatã de valorile determinate experimental).
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
29/317
29
Atunci când avem un interval de temperatură a variației
vâscozității între-10 0C și+160 oC se va utiliza relaţia Makhija şi
Stairs :
'
''log
T T
B A ,
' T T
' B' A
10 (1.44)
în care valorile parametrilor sunt urmãtoarele: A' = 1,5668; B'
= 230,298; T ' =147,797.
Figura nr. 1.6 - Diagrama d e transformare pentru calculul
vâscozităţii cinematice
1.2.4.18. Presiunea de vapori
Presiunea de vapori este aceea presiune pe care vaporii care se
găsesc încontact cu lichidul din care provin o exercită asupra
lichidului (la o anumitătemperatură).
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
30/317
30
Presiunea de vapori este presiunea la care lichidul se află în
echilibru cuvaporii săi.
Presiunea de vapori se determină experimental, fiind specifică
fiecăruit tip dețiței în parte.
Un țiței ce are o presiune de vapori mare este mai ușor de
transporat (cu câtvaporii ies din soluție și se pierd în timpul
transportului, vâscozitatea crește). La un sistem monocomponent,
presiunea de vapori la o anumită temperatură
are o valoare unică, care se poate determina exper imental.La
sistemele multicomponent valoarea presiunii de vapori la o
anumită
temperatură poate avea o infinitate de valori datorată
modificării compoziției fazelor(în funcțe de cantitatea
vaporizată).
La hidrocarburile unde nu se cunoaște valoarea șinici presiuna
de vaporiexistă posibilitatea de a determina această caracteristică
pe baza relației :
)1()0( )(log)(loglog r r r p p p (1.45)
În relația 1.45 este factor acentric al hidrocarburii iar
)0()(log r p și)1()(log r p sunt termini de corelație.
Pentru amestecuri, cum sunt țițeiurile și produsele petroliere,
presiunea devapori este funcție de compoziția fazei de vapori și a
fracției lichide, de proporțiileacestora precum și de temperatura
amestecului.
)()(
68,26715,7)3158log(0T f
T f pv (1.46)
Relația este utilizată pentru presiunile vaporilor saturați ale
fracțiilor petoliereînguste, la presiuni scăzute (relația lui
Ashwort), unde f(T) are expresia :
1)8,307108000(
259,1)( 5,02 T
T f (1.47)
Factorul acentric este un parametru de corelare. Acesta
caracterizeazăexcentricitatea moleculelor față de modelul teoretic
(care ia în considerare un modelsferic).
Factorul de excenticitate a fost definit de Pitzer (1955) prin
relația:
1)log( cr
v
p p
(1.48)
In relația de mai sus v p este valoarea presiunii de vapori a
componentului lao temperatură cr T T 7,0 .
Kesler (1975) a propus o nouă ecuație pentru presiunea de vapori
: B A
cr v e p p (1.49)
Coeficienții A și B au valorile :6)(169,0ln289,1
096,6927,5 r r
r
T T T
A (1.50)
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
31/317
31
6)(436,0ln472,13212,15
252,15 r r r
T T T
B (1.51)
Tabelul 1.22. Valoarea funcției f(T)Temperatura
°C f(T) Temperatura
°C f(T) Temperatura
°C f(T) Temperatura
°C f(T)
-40 12,122 100 5,595 240 3,144 380 1,952-30 11,363 110 5,343 250
3,031 390 1,891-20 10,699 120 5,107 260 2,924 400 1,832-10 10,031
130 4,885 270 2,821 410 1,7760 9,448 140 4,677 280 2,724 420
1,721
10 8,914 150 4,480 290 2,630 430 1,66820 7,967 160 4,124 300
2,642 440 1,61830 7,967 170 4,124 310 2,456 450 1,56940 7,548 180
3,959 320 2,375 460 1,52150 7,160 190 3,804 330 2,297 470 1,47660
6,800 200 3,658 340 2,222 480 1,43270 6,660 210 3,519 350 2,150 490
1,33980 6,155 220 3,387 360 2,080 500 1,34890 5,866 230 3,263 370
2,005 -
Temperatura redusă are valoarea :
cr r T
T T (1.52)
Pentru evaluarea factorului acentric se recomandă relațiile
:
8,0cr
f
T T (1.53)
1)011,0408,1(359,80075,0135,0904,7 2 K K (1.54)
Pentru :
8,0cr
f
T
T (1.55)
6
6
436,0ln472,1315
252,12
169,0ln288,1096,6
927,5)696,14
ln(
cr p
(1.56)
În relațiile de mai sus, factorul de caracterizarek se
calculează cu relația :
15,28 815,28 8
33 4,0, )(216,1
d
T k pm (1.57)
Factorul de acentricitate poate fi calculat și cu relația lui
Edmister (1958):
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
32/317
32
1)1(
)659,14
log(
73
f
cr
cr
T
T
p
(1.58)
T m,p este temperatura medie ponderată. Factorul acentric
permite și evaluarea factorului critic de neidealitate
(Salerno,
1958):2016,0800,0291,0 cr Z (1.59)
Exemplul 3.Un țiței are următoarea comportare experimentală:
Temperatura,°C
DensitateaKg/m 3
VascozitateaCinenatica, cP
VascozitateaDinamica,
cSt
Punctul decongelaretitei, °C
Punctul decongelare
reziduu, °C
Continutulde parafina
%
20 0,8720 31,014 27,044 + 4 + 25 9,52
30 0,8653 18,421 15,939 + 4 + 25 9,5240 0,8585 11,113 9,541 + 4
+ 25 9,5250 0,8518 8,184 6,971 + 4 + 25 9,5260 0,8451 6,461 5,460 +
4 + 25 9,52
Să se trasezegraf ic comportarea experimentală. a) Densitatea
titeiului functie de temperatura
0,872
0,8653
0,8585
0,8518
0,8451
0,84
0,845
0,85
0,855
0,86
0,865
0,87
0,875
0 10 20 30 40 50 60 70
Temperatură
D e n s
i t a
t e a
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
33/317
33
b) V âscozitatea cinematica a țițeiului funcție de
temperatură
c) Vascozitatea dinamica a titeiului functie de temperatura
31,014
18,421
11,113
8,1846,461
0
5
10
15
20
25
30
35
0 10 20 30 40 50 60 70
Temperatură
V â s c o z i
t a t e c
i n e m a
t i c
ă
27,044
15,939
9,541
6,9715,46
0
5
10
15
20
25
30
0 10 20 30 40 50 60 70
Temperatură
V â s c o z i
t a t e d i n a m
i c ă
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
34/317
34
1.3. Analiza țițeiurilor românești
Țițeiurile extrase din zăcămintele românești au o structură
complexă fiinddiferite atât datorită locului de extracție cât și
proprietăților fizico-chimice (Tabelul1.23).
Tabelul 1.23 Proprietățile unor țițeiuri extrase din zăcămintele
românești. Tipuri
(sortimente)de ţiţei
Densitate20°C
DensitateAPI
Apă % vol.
Cloruri ppm
Sulf% g
ASTMD-1298
ASTMD-1298
ASTMD-95
IP 265 ASTMD-129
A1 Vest 0,916 22,2 0,2 123 0,34A3 Vest 0,879 28,6 0,4 227
0,32
A3 Vest 0,923 21,1 0,2 53 0,3A3 Selecţionat 0,880 28,4 0,5 124
0,35A3 Neselecţionat 0,887 27,3 0,2 37 0,4A3 Videle 0,943 18,0 0,5
139 0,3A3 Independenţa 0,937 18,7 1,8 229 0,7A3 Suplac 0,962 15,1
1,0 13 0,17B Oltenia 0,833 37,5 0,2 19 0,19B Rest 0,872 30,0 0,2
115 0,19C Selecţionat 0,821 39,9 0,4 51 0,15C Moldova 0,853 33,6
0,3 109 0,29C Marin 0,838 36,4 0,8 52 0,01C Rest 0,858 32,7 0,1 218
0,18
1.3.1. Analiza țițeiurilor românești funcți e de raportul dintre
temperaturamediului ambient și temperature de congelare
Pomparea țițeiurilor pe conducte este influențată de temperatura
de congelareși de raportul acesteia cu temperatura mediului
ambiant(temperatura mediului careînconjoară conducta de transport
produse petroliere).
Pomparea țițeiurilor este îngreunată în cazul țițeiurilor
parafinoase și în cazulțițeiurilor care au o temperatură de
congelare apropiată de temperatura mediului.
Temperat ura solului la 1 m adâncime este redată în tabelul
1.25.
Tabelul 1.25. Temperatura solului la 1 m adâncime Luna Ian Feb
Mar Apr Mai Iun Iul Aug Sept Oct Noi Dec
Temperatura°C
4 2 3 7 11 15 18 20 16 14 10 6
Pe graficul varia ției temperaturii solului la nivelul conductei
se traseazăvariația temperaturii de congelare a țițeurilor necesare
a fi transportate.
Se observă că în cazul țițeiului cu temperatura de congelare de
+2°C nu suntnecesare tratări ale țițeiurilor decât înluna
februarie.
Pentru țițeiul cu temperatura de congelare de +8°C sunt necesare
tratări alețițeiurilor in lunile ianuarie-aprilie și
noiembrie-decembrie.
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
35/317
35
Tabelul 1.24. Comportarea țițeiurilor românești
Nr.crt.
Tipţiţei
d15 [kg/m 3]
Temp.decongelare
[°C]
Viscozitate [cSt]Locaţia La
20°C
La
50°C 1. Ţicleni C Sel. 856,6 -20 11,20 4,482. Bodrog A3 Sel.
879,7 -45 28,57 11,013. Satchinez C Sel.+Cond. 818,1 19 19,35
2,984. Turnu C Sel. 825,9 15 9,57 3,365. Turnu C Sel. 851,0 10
17,26 6,146. Ţicleni Condens. 793,4 -20 1,73 1,327. Mădulari C Sel.
+Cond. 788,9 -16 1,75 1,178. Bucşani C Sel. 827,0 19 13,39 3,279.
Vîrteju B Olt 814,1 0 3,17 1,80
10. Orleşti B Rest 884,3
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
36/317
36
Figura nr. 1.7 – Variația temperaturii solului la 1 m
adâncime
Pentru țițeiul cu temperatura de congelare de +22°C, transportul
țițeiului se poate face doar dacă este tratat pentru reducerea
temperaturii de congelare.
Din punct de vedere al temperaturii minime de congelare,
ţiţeiurile se potclasifica în:
1. ţiţeiuri foarte congelabile - acele ţiţeiuri care aut
congelare > t mediu (tot anul sau sezonier);
2. ţiţeiuri puţin congelabile - acele ţiţeiuri care aut
congelare < t mediu .Unde t mediu - temperat ura mediului care
înconjoară conducta (aer, sol).
Exemplu Dacă avem două stocuri din acelaşi ţiţei, ce au o
temperatură de congelare
tcongelare = +2°C, şi o parte din stoc se pompează la sud, unde
temperatura minimă asolului este t mediu = +6°C, şi altă parte la
nord, unde temperatura minimă a soluluieste t mediu = +1°C, acelaşi
ţiţei se poate clasifica în:
primul caz: t congelare < t mediu puţin congelabil; al doilea
caz: t congelare > t mediu foarte congelabil.
1.3.2. Analiza țițeiurilor românești funcție de vâscozitate
Vâscozitatea țițeiurilor influențează energia de pompare a
acestuia. Astfelenergia consumată la pompare a unui țiței este
direct proporțională cu presiunea de
pompare p și cu debitul de pompareQ (nu se ține cont de traseul
conductei și derandamentul pompei).
t d Lv
E 8
3 (1.60)
Notând cu K produsul elementelor constante şi neglijând variaţia
densităţii cutemperatura:
25,0
K E (1.61)
0
5
10
15
20
25
0 2 4 6 8 10 12 14
luna
t e m p e r a t u r a ° C
Titei cu temperatura de congelare +22 °C
Titei cu temperatura de congelare +8 °C
Titei cu temperatura de congelare +2 °C
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
37/317
37
Ţinând cont de cele expuse, din punct de vedere al viscozităţii,
ţiţeiurile seclasifică în:
* ţiţeiuri puţin vâscoase (pompabile) - ţiţeiuri ce
auvâscozitatea mai mică de < 80 cP;
* ţiţeiuri vâscoase (greu pompabile) - ţiţeiuri ce
auvâscozitatea cuprinsă între (80-1280) cP;* ţiţeiuri foarte
vâscoase (foarte greu pompabile) -
ţiţeiurile ce au vâscozitatea mai mare de > 1280 cP.
Exemplu
Valoarea minimă a viscozităţii, la 2°C: 1,72 cP. Valoarea
vâscozităţii pentru dublarea energiei necesare la pomparea
ţiţeiului:
1 = 80 x 10-3 Ns/m 2 = 80 cP.
Trecerea de la ţiţeiuri greu pompabile la ţiţeiuri foarte greu
pompabile seface considerând 2 = 1280 x 10 -3 Ns/m 2 = 1282 cP.
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
38/317
38
Capitolu l 2.Calculul hidrauli c al conductelor de transport li
chide
2.1. M odelu l teoretic
Din punct de vedere hidraulic o conductă de transport fluide
este un spațiu (deorice formă și lungime) unde are loc o mișcare a
unui fluid.
Convențional conductele se pot clasifica funție de următorii
termeniihidraulici :
g v
g v
g v
d L
2
2
2)(
2
2
2
(2.1.)
În ecuația 2.1 :
- d L este pierderea de energie (disiparea energiei cinetice,
potențiale și de
poziție prin efecte termice și vibrații), - este coeficientul de
rezistență hidraulică –proporțional cu lungimea, - este
coeficientul de rezistență locală, - L reprezintă lungimea
conductei, - d este diametrul interior al conductei,
Dacă parametruld L este mai mare decât 50 atunci conducta este
lungă
(magistrală) din punct de vedere hidraulic, ultimii termeni
putând fi neglijați,
Dacă 0,2<d L < 50, conducta este scurt ă (locală) din
punct de vedere
hidraulic, termenii din relația 2.1. fiind de aceiași ordin de
mărime și deci sunt luațiîn considerare.
Dacăd L < 0,2 , conducta este considerat ă din punct de
vedere hidraulic de
tip duză sau orificiu, astfel că se vor lua în calcul doar
pierderile locale. Modelul teoretic al calcului hidraulic al
conductelor de transport țiței, este
dezvoltat în urma scrierii ecuației lui Bernoulli pentru două
puncte ale conductei. Astfel ecuația se poate scrie astfel:
p gz p gz p 2222
211
21
1 2v
2v
(2.2)
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
39/317
39
În prima parte a ecuației ne referim la secțiunea de intrare,
iar în membruldrept ne referim la secțiunea de ieșire.
În ecuația 2.2. avem:- este densitatea produsului
transportat,
- 1 și 2 sunt coeficienții Coriolis pentru corecția energetică
(ecuația luiBernoulli a fost scrisă pentru un curent linear),
- 1 p și 2 p sunt presiunile lichidului transportat la intrarea
în conductă și laieșirea din conductă,
- 21v și22v sunt pătratele vitezei lichidului transportat la
intrarea în
conductă și la ieșirea din conductă, - 1 z și 2 z sunt cotele
conductei măsurată în centrele secțiunilor față de un
reper (de obicei nivelul mării-cota zero), la intrarea în
conductă și la ieșireadin conductă,
- p este pierderea de presiune în timpul transportului prin
conducte, - g este accelerația gravitațională.
Pentru o conductă cu secțiune constantă, debitul este constant
deci și vitezelev1 și v2 sunt egale.
Deci ecuația 2.2. se poate scrie: 1221 z z g p p p (2.3)
Pierderea (căderea) de presiune în timpul transportului prin
conducte este atâtlocal cât și longitudinal.
n
iid
l p 1
2
2v
(2.4)În ecuația de mai susi reprezintă coeficienţii de pierderi
locale . Pentru cazul când pierderile locale nu pot fi neglijate,
se va introduce
lungime a echivalentă: n
iie
d l
1
(2.5)
astfel c ă formula (2.4) se scrie:
d
l l p e
2
v 2. (2.6)
În calculele ulterioare se mai presupune c ă lungimea l e este
inclus ă înlungimea total ă l și deci ecuația 2.2 devine:
122
21 2v
z z g d l
p p m (2.7)
Dacă împărțim relația 2.7 la g obținem:
122
21
2v
z z d l
g g p p m
, (2.8)
În relația 2.8 toate mărimile sunt exprimate în unit ăţi de
lungime.
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
40/317
40
Putem definii panta hidraulică a conductei (ce reprezintă
căderea de presiuneîn unități de lungime pe unitatea de lungime a
conductei) prin relația:
d g
i m
2
v 2 (2.9)
În calcule este util să lucrăm cu debitul pompat pe conducte
decât săutilizămviteza medie v m ,
12522
21
8 z z g l
d Q
p p
, (2.10)
Dacă împărțim relația 2.10 la g obținem:
12522
21 8 z z l gd Q
g p p
. (2.11)
Panta hidraulic ă are expresia:
52
28d g
Qi
(2.12)
Înlocuim în relația 2.11 termenul 5228
gd Q
cu panta hidraulică și obținem:
1221 z z l i g p p
. (2.13)
Notând cu:
1221 z z g p ph p (2.14)
Și înlocuind în relația 2.13 obținem: l ih p (2.15)
În practică definim modulul de debit ca fiind:
gd d
k 24
2
(2.16)
Cu ajutorul modulului de debit formula 2.11 devine:
1222
21 z z l k Q g p p (2.17)
sau
l k Q
h p 22
, (2.18)
Între modulul de debit și panta hidraulică există relația:
iQk
2
2 . (2.19)
Coeficientul de rezistență hidraulică se poate scrie astfel:
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
41/317
41
m
ARe
, (2.20)
În relația 2.20, Re reprezintă numărul lui Reynolds șim=1 pentru
regimullaminar (formula lui Stokes), m=0,25 pentru regimul
turbulent în conductehidraulice netede cu Re
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
42/317
42
l S d
4 (m) (2.24)
sau
m
l
m
l
vG
vQd
785,0785,0 (m) (2.25)
unde:Q l = debitul de lichid m
3/svm = viteza medie admisă, m/s G l = debit gravimetric, =
greutatea specifică a lichidului, (Kgf/m3)
l QG (kg/mc) (2.26)
Se alege din st andardul de ţevi pentru conducte, un diametru
apropiat de celrezultat din calcul.
Se vor lua în continuare în considerare încă două diametre de
conductă,imediat inferior şi imediat superior celui rezultat după
efectuarea calcului iniţial,scopul fiind de a stabili diame trului
optim de conductă.
În situaţia în care se cunosc presiunile în secţiunea iniţială a
conductei şi presiunea în secţiunea finală a conductei, a cărei
valoare este impusă deconsiderentele tehnologice în legătură cu
manipularea în continuare alichiduluitransportat, diametrul
conductei se va determina avându-se în vedere pierderea de presiune
admisă.
Se va alege diametrul pentru care pierderea de presiune este
egală sau cevamai mică decât pierderea de presiune admisă.
2.3. Calculu l debitul ui maxim pentru o conductă existentă
Debitul q (m 3/s) al unei conducte circulare de diametru d (m)
şi lungimea L(m) este dat de formula:
jd g q 5
24
(2.27)
sau:
jd
q 5
48,3 (2.28)
În cazul unei conducte care prezintă rezistenţa la curgere
(pierderi desarcină) locale, valoarea lui j se va calcula din
relaţia:
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
43/317
43
Le j
j t (2.29)
unde : jt - rezistenţa la curgere (pierdere de sarcină) totală
Le - lungimea echivalentă a conductei.
2.4 Determinar ea presiu ni i de pompare pe conductă
Presiunea totală necesară pentru vehicularea fluidului în
conductă sedetermină prin însumarea diferitelor pierderi de
presiune:
P total = P f + P elevatie + P final (Pa) (2.30)
sau, exprimată în metri coloanalichid H total =h frecări +h
elevaţie +h final (m) (2.31)
Pierderile de presiune prin frecare ( P f ) sunt datorate
rezistenţelor liniare( P fr ) şi rezistenţelor locale( P l .):
P f = P fr + P l . (2.32)
a) Determinarea presiunii de pompare P 1, pentru o conducta cu
secţiuneatransversală constantă şi pentru un P 2 cunoscut, se poate
face cu relaţia:
hfinal z z g d
Lv P P
m 12
2
21
2 , (Pa) (2.33)
unde: λ = coeficient datorat pierderilor de presiune prin
frecări L = lungimea conductei de transport , majorată cu suma
lungimilorechivalente pentru compensarea pierderilor locale prin
robinete, armături,coturi, ramificaţii, etc. Se introduce în
formulă în metri.d = diametrul interior al conductei, mv m= viteza
medie de curgere a fluidului prin conductă, m/s
g = acceleraţia datorită gravitaţiei, m/s2ɣ = greutatea
specifică a fluidului transportat, kg/m3
Δz = diferenţa de cotă dintre capătul amonte şi capătul aval al
conductei, m. helevatie = Δz =z 2-z 1 (2.34) z 2= cota terenului,
în metri, la capătul amonte al conductei z 1= cota terenului, în
metri, la capătul aval al conductei h fina l = înălţimea celui mai
mare rezervor din depozitul în care ajung lichidele
pompate, (m)Dacă se introduce debitul fluidului transportat prin
conductă- Q în relaţia de
calcul pentru viteza medie rezultă: hfinal z z g l
d Q
P P 12522
218
, (Pa) (2.35)
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
44/317
44
b) Determinarea presiunii de pompare P 1, pentru o conductă cu
secţiuneatransversală variabilă şi pentru un P 2 cunoscut, se face
prin intermediulcalculului pantei hidraulice.
Panta hidraulică reprezintă căderea de presiune (în unităţi de
lungime) peunitatea de lungime a conductei:
d g v
i m 2
2
(2.36)
respectiv,
52
28
d g Q
i
(2.37)
În acest caz formula căderii de presiune se poate scrie şi sub
forma:
)(12
21 z z l i g
P P
(2.38)
sau înălţimea de pompare:
2121 z z
g
P P h p
(2.39)
2.5.Corespondenţa dintre diferite mărimi pentru presiune
Tabelul 2.1.C orespondențe între diverse mărimi pentru presiune
.
PascalPa Bar(bar) Atmosferătehnică (at)
Atmosferă (atm) Torr(mm Hg)
Pound force
per squareinch(psi)
1 Pa 1 N/m 2 10 -5 1.0197*10 -5 9.8692*10 -6 7.5006*10 -3
145.04*10 -6
1 bar 100 000 10 6 dyn/cm 2 1.0197 0.98692 750.06 14.504
1 at 98 066.5 0.980665 1 kgf/cm 2 0.96784 735.56 14.504
1atm 101.325 1.01325 1.0332 1 atm 760 14.696
1 torr 133.322 1.3332*10 -3 1.3595*10 -3 1.3158*10 -3 1 mm Hg
19.337*10 -3
1 psi 6 894.76 68.948*10 -3 70.307*10 -3 68 046*10 -3 51.715 1
lbf
2.6. Calcul ul coefi cientu lu i de fr ecare
Se calculează numărul Reynolds, notat cu Re:
d Qd vd v mm
4Re (2.40)
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
45/317
45
În relația 2.40 avem: - vâscozitate cinematică, m2/s (sau cSt
/10 -6) - viscozitate dinamică, N s/m2 (sau P)
pentru Re < 2320 regimul de curgere este laminar şi λ se
calculeazăcu formula:
Re64
(2.41)
pentru 3000< Re
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
46/317
46
Tabelul 2.2.V alorile medii orientative ale rugozităţii
echivalente
Valorile coeficientului depind de construcţia şi dimensiunile
pieseispeciale.
Practic, pentru includerea pierderilor de presiune datorate
rezistenţelorlocale, se utilizeazănomogranel e şi diagramele din
figurile 2.1, 2.2, 2.3, 2.4 și 2.5.
Se citesc lungimile echivalente de conductă pe diagramele cu
armaturi,fitinguri, ramificaţii, etc.
Se însumează aceste lungimi echivalente (l e).Se adaugăl e la L
pentru aflarea lungimii totale de conductă care duce la
calcularea pierderii totale de presiune prin frecare.
Figura 2.1. Diagrama Moddy
Materialul ţevilorpentru conductă
Starea ţevilor la interior K s (mm)
Oţel- fără sudură NouIntrebuinţat
0,02 - 0,050,10 – 1,0
Oţel – cu sudură NouIntrebuinţat, uşor ruginit până la uşor
cojit Exploatare îndelungată
0,05 - 0,20
0,20 - 0,500,50 - 1,00
Fontă
Nou, bituminat Nou, fără bitum Intrebuinţat ruginit Intrebuinţat
până la un gradmare de ruginire
0,10 - 0,200,30 - 0,401,00 - 1,501,00 - 3,00
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
47/317
47
Figura 2.2. Pierderile de presiune locale
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
48/317
48
Figura 2.3. Lungimi echivalente
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
49/317
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
50/317
50
Figura 2.5.Rezistențe în curbe
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
51/317
51
2.8. Determinarea numărului şi amplasamentului staţiilor de
pompare
În practică presiunea de pompare nu se poate realiza cu o
singură staţieaşezată în punctul iniţial.
Sau chiar dacă s-ar monta o singură stație, presiunile de
pompare ar fi foartemari și deci ar fi necesară execuția unei
conducte cu grosime de perete mare. Totodată pierderile prin
frecare și greutatea lichidului necesar a fi transportat
ar duce la un debit scăzut de pompare. Tocmai de aceea este
necesar montarea unor noi staţii de pompare, numărul
acestora fiind dat de relația:
sh g P z z l i
n / 212 (2.48)
unde:
lichid col m g
P P g
P h l p s s .., (2.49)
P s = presiunea dată de staţia de pompare, N/mm2 P p = presiunea
de refulare a pompei, N/m
2
P l = pierderi locale de presiune în staţie, N/m2i, l, z 1 , z 2
, P 2 , - au fost definiţi în paragrafele anterioare. Numărul n
este un număr fracţionar (de regulă) caretrebuie rotunjit la un
număr întreg în plus sau în minus. Amplasarea pe teren a
staţiilor de pompare se poate face și prin construcţie
grafică astfel: - se împarte segmentul AB ' care reprezintă
presiunea de pompare P 1 / g la n
- numărul de staţii rezultate din calcul (de exemplu n = 3 ),
fig. 2.6.- din punctel e de diviziune se trasează paralele la
dreaptă A'B' (care indică
variaţia presiunii) până intersectează profilul terenului
(punctele C şi D); - amplasarea staţiei principale este în punctul
A, iar staţiile intermediare sunt
în punctele C, D. Distanţa între staţii este A1C1 şi C1D1.
Nota:1. In punctele C şi D presiunea în conductă nu este egală
cu zero şi are o
valoare impusă de presiunea de aspiraţie a pompelor. 2. În
situaţia rotunjirii în plus a numărului de staţii reieşit din
calcul (no > n )surplusul de presiune disponibil ( no - n)h s
poate fi utilizat pentru mărirea capacităţiide transport.
Dacă se urmăreşte menţinerea capacităţii de transport cerută
prin datele proiectare se poate recurge la reducerea presiunii de
refulare la fiecar e staţie şi decila reamplasarea corespunzătoare
a staţiilor.
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
52/317
52
Fig. 2.6 . Amplasarea staţiilor de pompare [5]
Presiunea de refulare a staţiilor de pompare va fi dată de
relația:h
n
nh
s s'
0
(2.50)
Amplasarea staţiilor intermediare rezultă prin construcţia
graficădin figura2.6.
3. În situaţia rotunjirii în minus a numărului de staţii (n0
< n ) atunci presiuneastaţiei este insuficientă pentru a asigura
capacitatea de transport a conductei.
Dacă diferenţa de presiune(n - n 0 )hs nu este prea mare,
reprezentând cel mult0,2 h s, se poate recurge la creşterea
presiunii de refulare a staţiei de pompare şi decila o reamplasare
a acestora.
Presiunea de refulare a st aţiei va avea valoarea dată de
relaţia2.50.Dacă totuși nu este posibil mărirea presiunii staţiilor
din cauza costurilor sau a
amplsamentului , se va recurge la micşorarea pantei hidraulice
"i" pe o porţiuneoarecare a conductei prin montarea unei
intercalaţii cu diametrul mai mare sau aunei derivaţii.
Lungimea porţiunii de conductă cu pantă hidraulică mai mică (i1
< i ) este datăde relația:
shiinn
x1
0 (2.51)
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
53/317
53
2.9 . Metoda grafică de calcul pentru conductele de transport
lichide
Pentru soluţionarea corectă a problemelor practice de proiectare
şi deexploatare a conductelor, metoda analitică de calcul a
stațiilor de pompare,secompletează cu cea grafică. Prin acest lucru
se controlează rezultatele obținute princele două metode.
Metoda grafică este foarte utilă în cazul în care traseul
conductei prezintădiferenţe mari de nivel.
Pentru o lungime x de conductă ( x < l ), presiunea este o
funcţie liniară de x: P = P 1 - g i x + g (z 1 - z) (2.52)
unde: P şi z sunt presiunea, respectiv cota, la distanţax de la
intrarea în conductă.
Variaţia presiunii în lungul conductei se trasează pe un grafic
ce arereprezentat în abscisă lungimea conductei, la o scară
convenabil aleasă, iar înordonată cotele diferitelor puncte de pe
traseu (începând cu cel iniţial şi terminândcu cel final), la o
altă scară (scările se aleg diferit deoarece înălțimea variază în
metriși lungimea în kilometri).
În calcule este cunoscută presiunea de sosire P 2 (impusă de
considerentetehnologice- necesară a se pompa într -un rezervor,
într -o instalație de prelucrare saude ce nu într -o altă stație de
pompare), trasarea graficului se realizează astfel :
- în continuarea cotei z 2 a punctului final se trasează un
segment de lungime
p2 / g , paralel cu axa ordonatelor şi la aceeaşi scară ca şi
cotele. - separat se construieşte un triunghi dreptunghic „abc” cu
catetele paralelecu axele de coordonate şi având unghiul dintre
ipotenuză şi paralela la axaabsciselor dat de relaţia:
l
htg arcitg arc p (2.53)
Unde: i, h p , l au fost definiţi anterior Lungimile catetelor
acestui triunghi sunt arbitrare; pentru uşurarea
construcţiei, se fixează lungimeal 1 a catetei ab, iar lungimea
l 2 a catetei ac, secalculează cu relația:
tg l nl 12 (2.54)unde: n = raportul dintre scara ordonatelor şi
scara absciselor - din B' se duce o paralelă la ipotenuza bc a
tringhiului abc. Intersecţia
acesteia cu axa ordonatelor în punctul A' determină segmentul
AA' de lungime P 1 / g .
Segmentul de dreapta A'B' reprezintă variaţia presiunii în
lungul conductei(figura nr. 2.7).
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
54/317
54
Figura 2.7 - Conductă cu punct de culme [5]
Notă: 1. Din reprezentarea grafică se observă presiunea maximă
la care poate fi
operată conducta. De obicei presiunea maximă de pompare nu este
și presiuneamaximă de operare (Presiunea maximă de operare este
presiunea maximă la careconducta poate fi operată-la care se
deschis supapele de siguranță, iar presiuneamaximă de pompare este
presiunea la care pompele sunt reglate).
2. Pomparea se poate asigura cu o presiune astfel aleasă încât
dreapta careindică variaţia presiunii să fie tangentă la profilul
traseului în punctul N.
3. Din punctul N (punct de culme u nde presiunea este egală cu
ceaatmosferică, lichidul din conducă curge prin cădere liberă (în
cazul în care linia presiunii este tangentă în punctul N).
Calcululhidraulic se va efectua pentru porţiunea AN de lungimelc
(numită lungime de calcul) şi numai în cazul în carecondiţiile de
exploatare permit.
4. În cazul transportului produselor petroliere cu pierderi prin
evaporare la presiune atmosferică, sau a etanului şi gazolinei,
poate apărea separarea gazelor dinsoluție în cazul curgerii libere
și deci se va impune o presiune P 2 mai mare, dreaptavariaţiei de
presiune deplasându-se în sus, paralel cu ea însăşi, până ce trece
prin punctul B' (corespunzătorraportului P 2 / g ).
5. În situaţia în care dreapta variaţiei presiunii în conductă
intersectează profilul traseului conductei (fig. 2.8 ), obţinerea
debitului indicat de calculul analiticse poate realiza astfel:
- prin mărirea presiunii iniţiale, ceea ce revine la deplasarea
drepteiA'B' paralel cu ea însăşi până ce devine tangentă la
profil,
- prin micşorarea pantei hidraulice pe o porţiune a conductei la
ovaloare ,, 000 iitg i ceea ce conduce la montarea uneiintercalaţii
cu diametru mai mare sau la montarea unei derivaţii.
Lungimea acestei intercalaţii sau derivaţii se poate determina
uşor pe calegrafică după ce se calculează pantai0. Astfel, dacă se
duce din punctul A' şi din N
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
55/317
55
câte o paralelă la bc' şi din N o paralelă la A'B' se obţine
punctele de intersecţie R şiS.
Prin urmare, între A' şi N, presiunea poate varia fie după
dreptele A'R şi RN,fie după dreptele A'S şi SN.
Amplasarea intercalaţiei sau derivaţiei de lungimi a'b' sau s'n'
(a'b' = s'n') se vaface în zona în care presiunea în conductă este
mai mică.
Figura 2.8 . Determinarea lungimii derivaţiei sau intercalaţiei
[5]
2.10 . Pompări succesive
În cazul pompărilor succesive se vor stabili aranjamentele de
segmente înlungul conductei care dau valori caracteristice pentru
funcţionarea instalaţiei de
pompare.Se va proceda astfel :1) Se stabileşte variaţia în
lungul conductei a elementelorcaracteristice
considerând că întreaga conductă este plină cu fiecare din
fluidele de transportat. 2) Se stabilesc elementele caracteristice
pentru capetele segmentelor conformfiecărei scheme de succesiune.
3) Se stabilesc elementele caracteristice pent ru întreaga
conductă, prin
însumare, conform fiecărei scheme de succesiune. Calculele se
fac, aplicând- după caz- formulele pentru temperatura constantă
sau pentru temperatura variabilă.
-
8/15/2019 Transportul produselor petroliere prin conducte
Indrumar de Proiectare
56/317
56