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

ной станции, создается разность давлений под резиновым шлангом и полостью /, достаточная для преодоления жесткости шланга. При этом шланг отходит от боковых прорезей, и часть нефти из полости / попадает в полость , а из нее - в резервуар для сброса. Сброс нефти из нефтепровода при срабатывании шлангового клапана обеспечивает полное или частичное гашение волны повышенного давления, и волна давления распространяется по нефтепроводу с небольшой крутизной фронта, благодаря чему на предыдущей станции и остальных насосных станциях успевает срабатывать система регулирования давления, опасного повышения давления не произойдет и нефтепровод плавно перейдет на новый установившийся режим работы с уменьшенньЕм расходом и без одной промежуточной насосной станции. Подбирая степень закрытия дросселя 2 клапана, жесткость клапана и объем воздуха в полости /, можно при помощи шлангового клапана обеспечить заданную минимальную скорость повышения давления при остановке промежуточной насосной станции.

При проектировании и эксплуатации устройств для гашения волн давление путем сброса части нефти из нефтепровода возникает необходимость в определении параметров работы клапана для сброса нефти из нефтепровода (расход жидкости через клапан, продолжительность работы и другие), обеспечивающих снижение скорости увеличения давления до требуемых пределов.

Зависимость изменения давления в нефтепроводе от расхода через клапан, длительности его включения и места установки определяется уравнениями (5.2), (5.3), которые следует видоизменить применительно к рассматриваемому нефтепроводу; при этом сброс нефти через шланговый клапан рассматривается как сосредоточенный отбор жидкости из нефтепровода.

Рассмотрим нефтепровод с т промежуточными насосными станциями, на которых установлены шланговые клапаны. В момент / = О все насосные станции включаются, а в момент t >0 k-я промежуточная станция останавливается. В момент t., (t >ti) включается шланговый клапан (с расходом М), установленный на этой станции для гашения волн повышенного давления, и работает до момента времени 3 (:; >2)- Из решения уравнений (5.2), (5.3) можно определить, как будет изменяться давление в любом сечении нефтепровода при внезапной остановке одной из промежуточных насосных станций и срабатывании на ней шлангового клапана. При этом, изменяя моменты открытия, расход шлангового клапана и продолжительность его работы, можно определить требуемый режим работы шлангового клапана, при котором будет обеспечиваться гашение волны давления, а скорость его изменения будет в требуемых пределах, обеспечивающих безаварийную работу нефтепровода.

Примеры расчета по формулам показаны на рис. 9.16 в виде графика изменения давления на выходе предыдущей насосной станции при различных режимах работы шлангового клапана для нефтепровода диаметром 1000 мм и длиной 3000 км с двумя промежуточными насосными станциями при остановке второй из них и сбросе части жидкости через шланговый клапан, установленный на этой же насосной

Рис. 9.16. График изменения давления на предыдущей насосной станции при сраоатывании предохранительного шлангового клапана на отключенной насосной станции

станции (решение без учета инерционного слагаемого). При отсутствии предохранительного устройства для сброса части жидкости из трубопровода давление на выходе первой промежуточной насосной станции быстро увеличивается на 32 % (кривая /). При этом скорость увеличения давления на выходе первой промежуточной насосной станции в первые 100 с изменяется от 0,3 до 0,015 МПа/с. Кривые 2, 3 и 4 характеризуют изменение давления на рассматриваемой насосной станции при работе предохранительного устройства с расходом, соответственно равным 0,5; 0,1 и 0,15 от расхода жидкости в основном трубопроводе, при работе предохранительного устройства в течение 273 с (от / = О до t = 270 с). В этом случае увеличение давления замедляется уже при расходе = 0,05. При УИ = 0,1 увеличение давления не превышает 9 % от первоначального, а при = 0,15 после первоначального увеличения давления на 6 %, в дальнейшем оно уменьшается до 98 % от первоначального. После прекращения работы предохранительного устройства (при t = 270 с) давление при всех трех значениях отбора постепенно увеличивается, но со значительно меньшим градиентом. Кривая 5 соответствует прекращению сброса жидкости через предохранительное устройство с расходом Mk =0,1 через 82 с после его срабатывания. Во всех рассмотренных случаях предполагалось, что предохранительное устройство срабатывает одновременно с остановкой второй промежуточной насосной станции. Расчет показал, что задержка в срабатывании предохранительного устройства на = 13,5 с лишь незначительно влияет на характер изменения увеличения давления на первой промежуточной насосной станции (кривая 6 при -= 0,1, if = О и кривая 7 при = 0,1 и t = 13,5 с).

Анализ решения уравнений (5.2), (5.3) для конкретных условий работы магистрального трубопровода позволяет выбрать требуемые расходы через предохранительные устройства и время их срабатывания таким образом, чтобы изменение давления в различных сечениях трубопровода (эыло в пределах безопасного по условию прочности труб. При известных параметрах работы предохранительных устройств (расходе и времени работы) уравнения (5.2), (5.3) позволяют оценить характер изменения давления в трубопроводе при различных случаях неустановившегося движения жидкости в нем.

9.6. ОБНАРУЖЕНИЕ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТОНАХОЖДЕНИЯ УТЕЧЕК НЕФТИ И ГАЗА

Важное значение в регулировании режимов работы магистральных трубопроводов имеет своевременное обнаружение утечек из магистральных трубопроводов. Утечки подразделяются на малые (не превышающие 3-5 % от номинального расхода), средние (до 10 %) и большие (свыше 10 %). Причины возникновения утечек могут быть самые разнообразные. Так, малые утечки (или так называемые свищи) обычно возникают при коррозионном разрушении материала трубы окружающей средой. Другой причиной появления утечек может быть наличие повреждений металла труб при заводском изготовлении или строительстве, которые не удалось выявить при испытаниях трубопровода. Такие повреждения в виде небольших трещин под действием внешних и внутренних сил давления в трубопроводе постепенно развиваются и могут привести к появлению свищей или разрывам. И наконец, нарушение технологических режимов, превышение рабочих давлений в трубопроводе, возникновение волн давления могут вызвать повреждения, и разрывы металла трубопровода. Аварии на ма-г[1стральных нефтепроводах являются особенно опасными, так как кроме ущерба от потерь нефти могут возникнуть взрывы и пожары. Большой вред связан с попаданием нефти в почву и особенно в реки. При этом происходит загрязнение среды и гибель животных и растительных организмов.

Для определения величины и места утечек транспортируемого продукта целесообразно использовать сочетание пассивных (по данным слежения за ведением технологического процесса перекачки) и активных (путем пропуска диагностирующих устройств) методов.

Пассивные методы - по балансу перекачки; сопоставление давлений вдоль трассы с давлением при рюрмальном режиме эксплуатации трубопровода; сопоставление расходов по участкам трубопровода; анализ прохождения ударных волн. Активные методы - пропуск диагностирующих зондов с использованием акустических, электромагнитных и других .методов; запуск в поток и фиксация различного типа сред - «меток», контроль акустических шумов, внешних признаков утечки при осмотре трассы с поверхности земли; использование различного типа излучений (инфракрасного, ультразвукового и т. д.) для контроля утечек как с воздуха, так и с поверхности земли.

Для нефтепроводов место повреждения методом «по балансу перекачки» определяется расчетным или графическим путем по разности гидравлических уклонов в начале и конце поврежденного трубопровода.

Метод сопоставления давлений вдоль трассы трубопровода с давлениями до повреждения позволяет определить только крупные повреждения. Вместе с тем для определения места повреждения необходимо иметь значение давлений вдоль трассы трубопровода.

Метод сопоставления расходов по участкам трубопровода применяется при использовании расходомеров класса точности 0,2-0,5 %.