Диссертация (1172964), страница 24
Текст из файла (страница 24)
приводит к падению давления в линии всасывания станции до аварийного уровня.Результаты расчета позволяют также отметить, что включение каждого насосасопровождается резким увеличением скорости нефти, протекающей через НПС.Причем после выхода частоты оборотов насосных роторов на номинальное значение, скорость монотонно убывает, приближаясь к некоторой величине.5.3. Компьютерная реализация алгоритмов гидравлического расчетапереходных процессов в магистральных трубопроводах, вызванных пуском иостановками нефтеперекачивающих станцийРассмотрим процесс пуска и аварийного отключения промежуточной НПС научастке нефтепровода протяженностью 200 км с внутренним диаметром труб =0,7 м.
По трубопроводу перекачивается нефть ( = 870 кг/м3 , = 10 cCт). Головная и промежуточная НПС, расположенная в 100 км от головной, оснащены последовательно установленными агрегатамиНМ 2500-230 ( = 282 м, = 0,792 ∙10−5 ч2 /м5 , = 200 кг ∙ м2 , 0 = 1548 кВт, 0 = 3000 об/мин., = 0,87). Высотные отметки головной НПС 0 = 136 м, промежуточной НПС 100 = 170 м,конца участка 200 = 111 м.В качестве начального режима работы нефтепровода, примем режим, при котором на головной и промежуточной НПС работают по 2 агрегата. Подпор передголовной станцией ℎп = 50 м, а давление в конце нефтепровода к = 0,8 МПа.Такому режиму соответствует режим перекачки с расходом нефти 0 =2634 м3 /ч. Давление в линии нагнетания головной станции нГПС = 4,302 МПа, влинии всасывания промежуточной станции вППС = 0,217 МПа, а в линии нагнетания промежуточной станции нППС = 4,092 МПа.
Линия гидравлического уклона внефтепроводе совмещенная с профилем трассы и график распределения давленияпри указанном режиме перекачки приведены на рисунке 5.8, а.186Рисунок 5.8 – Динамика выбега НПС, 0 = 2634 м3 /ч, расчетное время:а – = 0 с, б – = 10 с, в – = 20 с, г – = 38 с187Рассмотрим аварийное отключение агрегатов на промежуточной НПС. Момент времени прекращения подачи электроэнергии примем за начальный ( = 0).С первой же секунды счета наблюдаем падение давления в линии нагнетания промежуточной НПС и одновременное повышение давления в линии всасывания.В момент времени = 10 с давление на всасывании повышается до значениявППС = 1,570 МПа, а на нагнетании – снижается до нППС = 2,734 МПа (рисунок 5.8,б).
При этом волна повышения давления движется вниз по потоку, а волна понижения давления – вверх по потоку. Если в момент времени = 10 с (рисунок 5.8, б)изменение давления затронуло около 20 км трубопровода, то в момент = 20 с (рисунок 5.8, в) уже более 40 км. Давление вППС в линии всасывания промежуточнойНПС к моменту времени = 20 с повышается до 1,982МПа, в то время как давление нППС в линии нагнетания снижается до 2,325МПа.К моменту времени = 38 с (рисунок 5.8, г) давления в линия всасывания илинии нагнетания сравниваются: вППС = нППС = 2,154 МПа, что свидетельствуетоб открытии обратных клапанов на байпасных линиях насосов.
Выбег агрегатовзавершен, однако переходный процесс продолжается. Он завершится установлением нового стационарного режима с = 1873 м3 /ч.Рассмотрим задачу аналогичную предыдущей. По участку нефтепровода протяженностью 200 км с внутренним диаметром труб = 0,7 м перекачивается нефть( = 870 кг/м3 , = 10 cCт). Примем, однако, что на головной НПС в работе находится один агрегат НМ 2500-230, а на промежуточной НПС, расположенной на 50км от головной, два агрегата НМ 2500-230. Высотные отметки головной НПС 0 =136 м, промежуточной НПС 50 = 152 м, конца участка 200 = 111 м. Подпор перед головной станцией ℎп = 50 м, а давление в конце нефтепровода к = 0,8 МПа.Стационарному (начальному) режиму перекачки нефти при заданных параметрахсоответствует линия гидравлического уклона, построенная на рисунке 5.9, а; расход 0 = 2300 м3 /ч.188Рисунок 5.9 – Динамика выбега НПС, 0 = 2300 м3 /ч, расчетное время:а – = 0 с, б – = 10 с, в – = 25 с, г – = 47 с189При аварийном отключении агрегатов на промежуточной НПС при таком режиме перекачки также наблюдается постепенное снижение давления в линиинагнетания промежуточной НПС и повышение давления в линии ее всасывания.
Вмомент времени = 10 с давление на всасывании составляет вППС = 2,241 МПа, ана нагнетании – нППС = 3,541 МПа (рисунок 5.9, б). Но, в отличие от предыдущегослучая, в момент времени = 17 с расход нефти , протекающей через промежуточную НПС падает до 0, хотя дифференциальное давление на НПС в этот моментеще существует: вППС = 2,591 МПа, нППС = 3,189 МПа.
Закрывается обратныйклапан, установленный после станции и исключающий поток нефти в обратномнаправлении.О работе трубопровода с закрытым клапаном свидетельствует участок горизонтальной линии гидравлического уклона вблизи НПС (рисунок 5.9, в). Станционный обратный клапан остается в закрытом состоянии в течение 18 с (до момента = 35 с). А дифференциальное давление на НПС исчезает только через = 47 с отначала отключения (рисунок 5.9, г).Рассмотрим динамику переходного процесса в нефтепроводе при запускенасосного агрегата. Пусть перекачка нефти ( = 870 кг/м3 , = 10 cCт) осуществляется по участку трубопровода = 200 км с внутренним диаметром труб =0,7 м. На головной НПС, находящейся в начале участка, работают два агрегата НМ2500-230.
Промежуточная НПС, расположенная в 100 км от головной, также оборудована агрегата НМ 2500-230, но находится в отключенном состоянии. Высотные отметки головной НПС 0 = 136 м, промежуточной НПС 100 = 171 м, концаучастка 200 = 111 м. Подпор перед головной станцией ℎп = 50 м, а давление вконце нефтепровода к = 0,8 МПа.Такому режиму соответствует режим перекачки с расходом нефти 0 =1873 м3 /ч (рисунок 5.10, а). Давление в линии нагнетания головной станциинГПС = 4,766 МПа. Давление нефти на промежуточной НПС вППС = нППС =2,386 МПа.190Рисунок 5.10 – Динамика пуска насосного агрегата, расчетное время:а – = 0 с, б – = 10 с, в – = 20 с, г – = 40 с191Произведем пуск насосного агрегата на промежуточной НПС.Первые 3 с после пуска изменения давления на станции не наблюдается, НПСработает в безнапорном режиме.
Через = 10 с от начала пуска (рисунок 5.10, б)давление в линии всасывания промежуточной НПС уже понизилось до величинывППС = 1,719 МПа, а давление в линии нагнетания увеличилось до нППС =3,054 МПа. Причем расход нефти через станцию существенно возрос. В момент = 10 с он составил ППС = 2827 м3 ⁄ч.Расход через НПС продолжает возрастать вплоть до момента выхода частотыоборотов насосных роторов на номинальное значение. В рассматриваемой задачеон наступает в = 12 с. Расход в этот момент достигает ППС = 3101 м3 ⁄ч.Затем расход снижается. В момент = 20 с (рисунок 5.10, в) уже расходППС = 2977 м3 ⁄ч, давление в линии всасывания НПС вППС = 1,484 МПа, а в линии нагнетания – нППС = 3,292 МПа. Излом на линии гидравлического уклона является следом выхода агрегата на режим синхронизма.В дальнейшем наблюдается движение волны понижения давления от промежуточной НПС вверх по потоку, а волны повышения давления – вниз по потоку(рисунок 5.10, г).
Происходит постепенное установление нового стационарного режима с расходом нефти = 2300 м3 ⁄ч.Таким образом, в процессе пуска агрегата на НПС наблюдался временный скачок расхода нефти через станцию до величины превышающий новый устанавливаемый расход перекачки на 35%.Выводы1. Новая теория пуска и остановки нефтеперекачивающих станций (НПС) дополняет и обобщает представленную выше теорию расчета переходных процессовв трубопроводах для перекачки жидких углеводородов, имеющую важное значениедля предотвращения аварийных ситуаций на трубопроводном транспорте.1922. Математическая модель, основанная на ранее признанной теории аварийного отключения агрегатов на НПС (теория выбега) не отражает реальные гидравлические процессы. Время выбега (остановки) нефтеперекачивающих агрегатов иНПС в целом не является индивидуальной характеристикой исключительно самихагрегатов, а зависит от режима, в котором работает трубопровод.3.
Остановка НПС может заканчиваться открытием обратных клапанов на байпасных линиях нефтеперекачивающих агрегатов (этот случай встречается наиболее часто) или в момент закрытия обратного клапана, установленного в линиинагнетания НПС. В первом случае равным нулю становится дифференциальныйнапор станции, во втором – расход жидкости через НПС.4. При пуске промежуточной НПС на работающем трубопроводе необходимоучитывать, что в работе нефтеперекачивающих агрегатов существуют два этапа: дои после открытия обратного клапана, разделяющего области всасывания и нагнетания.5. Включение каждого нефтеперекачивающего агрегата сопровождается, помимо падения давления в линии всасывания, резким увеличением скорости, протекающей через НПС жидкости. Причем, после выхода частоты оборотов ротора наноминальное значение, скорость жидкости несколько уменьшается.193ГЛАВА 6.
МЕТОДЫ РАСЧЕТА АВАРИЙНОГО ИСТЕЧЕНИЯЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ ТРУБОПРОВОДА ПРИ ЕГОПОВРЕЖДЕНИИИзлагаются основные аспекты теории истечения жидкости (нефти, нефтепродукта или жидкого газопродукта) через сквозное отверстие в поверхности трубопровода. Акцент делается на том обстоятельстве, что истечение жидкости черезсквозное отверстие в трубопроводе имеет нестационарный характер и сопровождается образованием в трубопроводе пустот, т.е. разрывов непрерывности столбажидкости вследствие снижения давления жидкости в некоторых сечениях трубопровода до значения упругости ее насыщенных паров. В процессе истеченияучастки трубопровода, на которых жидкость движется полным сечением, перемежаются с участками трубопровода, на которых жидкость движется самотеком поддействием силы тяжести.
В настоящей главе, а также в работах [32, 80] приводятсяосновные уравнения этой теории и обсуждаются возможные сценарии и характерные этапы процесса истечения жидкости через сквозное отверстие для случаевостановленного и работающего трубопровода.6.1. Квазистационарный расчет объема утечки жидкости из остановленноготрубопроводаНарушение целостности труб сопряжено с образованием сквозных отверстийна их поверхности. Отверстия в трубопроводе могут появиться вследствие коррозионного разрушения металла труб или механического повреждения трубопровода.Как отмечено в п.
1.5 настоящей работы, задача расчета объема утечки нефти изнефтепровода через отверстие в его поверхности в результате аварии является достаточно известной, однако ее решение обычно дается в наиболее простых случаях,когда отверстие мало, и можно считать, что жидкость в трубопроводе находится всостоянии покоя.Рассмотрим более универсальную методику расчета процесса истечения жидкости из отверстия в трубопроводе.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
