Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 [ 107 ] 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

мирования сигнала в этой системе был использован специально разработанный датчик опасных возмущений, который выдает сигнал лишь при большой скорости нарастания давления (на 1-1,2 МПа за 5-6 с).

Сигнал по специальной линии связи поступает на предыдущую опасную станцию в систему местного автоматического управления, которая отключает один или несколько насосных агрегатов. Сигнал на отключение насосной станции может передать также диспетчер при наличии на нефгепроводе соответствующей системы телемеханики.

При проектировании и эксплуатации системы, создающей волну пониженного давления для защиты нефтепроводов от чрезмерно высоких давлений при внезапной остановке промежуточных насосных станций, необходимо уметь рассчитать число насосных агрегатов, которые надо отключать на предыдущей насосной станции, чтобы не допустить опасных давлений, а также определять, как при этом изменится пропускная способность нефтепровода и на каких еще насосных станциях может потребоваться отключение насосных агрегатов. Ответить на эти вопросы моино на основании изложенных методик расчета неустановившегося течения в магистральных нефтепроводах с промежуточными насосными станциями. Рассмотрим нефтепровод с т промежуточными станциями, которые включаются в момент = О, в момент ti >0 отключается k-я насосная станция, а для создания волны пониженного давления на {k-1)-й насосной станции отключается часть насосных агрегатов в момент >ti (например, один из трех последовательно включенных насосов). Требуется рассчитать изменен![е давления в нефтепроводе при таком переходном процессе и, в частности, изменение давления на выходе (k-1)-й насосной станции, тобы оценить опасность для прочности нефтепровода. Про.межуток времени (t-t) составляет 15-20 с и обусловлен про-дол;«ительностью формирования сигнала и его передачи по линии связи.

Для рассматриваемых условий давление, развиваемое (А-1)-й насосной станцией, удобнее записать в виде двух слагаемых:

где p„; -давление, создаваемое насосными агрегатами, которые продолжают работать и после момента t; р** (д,.,,, - давление, создаваемое насосными агрегатами, которые отключаются в момент для создания волны пониженного давления.

Рассчитывая режим работы при разных значениях р для наиболее опасных точек нефтепровода, например, для выхода из (,-1)-й насосной станции, можно определить необходимое число отключенных агрегатов и степень дросселирования давления на (k~\)-n станции при внезапном отключении k-n станции, полагая k - 2,3, . . ., т, и предельную продолжительность срабатывания системы «Волна», при которых обестечивается надежная защита всего нефтепровода от давлений выше допустимых по условиям прочности, а также опреде-

Рис. 9.14. Кривые изменения давления на расстоянии 25 км Рн от предыдущей насосной станции

во Ь.с

лить вероятность и длительность снижения давления подпора перед (/г f 1)-й насосной станцией ниже допустимого по условиям кавитации.

На рис. 9.14 изображены рассчитанные по описанной методике кривые изменения относительного давления (р/ри)] на расстоянии 25 км после первой промежуточной насосной станции нефтепровода длиной 300 км с двумя промежуточными насосными станциями, после остановки второй промежуточной станции (кривая /) и после отключения одного насоса из трех на первой промежуточной насосной станции (кривая 2} при срабатывании системы защиты «Волна». В данном случае достаточно было отключить один насос из трех на предыдущей насосной станции, чтобы созданная таким образом волна пониженного давления предотвратила опасное увеличение давления выше рабочего (пунктирная линия).

Недостатком системы защиты путем создания волны пониженного давления является необходимость обеспечения помехоустойчивости п высокой надежности линии связи. Кроме того, часть нефтепровода остается незащищенной от волны динамического давления с большой крутизной фронта.

Гашение волны пониженного давления непосредственно в месте ее возникновения позволяет исключить динамическую перегрузку линейной части нефтепровода. При этом достаточно снизить скорость нарастания давления у остановленной насосной станции до допустимых пределов. Для этого надо, чтобы уменьшение расхода через остановленную насосную станцию происходило постепенно за время, соизмеримое с временем пробега ударной волной участка между насосными станциями. Это может быть достигнуто увеличением махового момента насосных агрегатов, установкой на линии всасывания насосных станций воздушных колпаков и автоматическим сбросом части перекачиваемой нефти в месте возникновения волны повышенного давления в специальный резервуар. Для увеличения махового момента требуется существенное изменение конструкции насосных агрегатов, в том числе и уже установленных. Воздушный колпак для современных магистральных нефтепроводов с большой пропускной способностью должен быть объемом до 300 м, чтобы обеспечить требуемое снижение скорости нарастания давления, и должен работать при давлениях до 6 МПа. Это связано с большими металлозатратами и созданием специальной системы пополнения запаса воздуха, который частично растворяется в перекачиваемой нефти.

Рис. 9.15. Шланговый клапан типа «Флекс-Фло» для гашения волны давления

Способ автоматического сброса части нефти в резервуар применяется на магистральных нефтепроводах вследствие простоты конструкции и эксплуатации. Объе.м резервуара для сброса нефти, составляющий 300 м, обеспечивает несколько срабатываний системы защиты. В качестве автоматических устройств для сброса применяются так называемые шланговые клапаны, называемые иногда регуляторами скорости изменения давления. Шланговый клапан типа «Флекс-Фло» (США) (рис. 9.15) состоит из корпуса / с входным 4 и выходным 6 патрубками. Входная / и выходная полости клапана разделены перегородкой с боковыми прорезями, закрытыми цилиндрическим шлангом 5 из бепзостойкой резины. Шланговые клапаны устанавливают на каждой промежуточной станции, полость / соединена с нефтепроводом на лгнии всасывания станции, и давление в этой полости равно давление подпора перед насосной станцией. Полость соединена с резервуаром для сбрасываемой нефти. Полость / заполняется воздухом или инертным газом. Полости / и / соединены с разделительным сосудом 3, внутри которого имеется эластичная мембрана. В разделительнмй сосуд из полости / поступает нефть, а из полости / - инертный газ (или воздух). При установившемся режиме работы нефтепровода давление в полостях f и /II одинаковое и равно давлению в нефтепроводе. При этом резиновый шланг плотно принимается к боковым стенкам цилиндрической части корпуса и герметично перекрывает боковые отверстия, разобщая при этом полости / и . На линии, соединяющей полость / с разделительным сосудом, установлен дроссель 2 (местное сужение потока), поэто.му изменение давления в разх.елительном сосуде всегда несколько запаздывает гго сравнению с изменением давления в полости /. При плавном повышении давления во всасывающей линии насосной станции (например, при регулировании давления) давления в полостях / и / успевают своевременно выравняться и шланговый клапан не открывается. При резком повышенди давления в нефтепроводе и соединенной с ним полости /, например при внезапном отключении промежуточной насос-