Диссертация (1172964), страница 26
Текст из файла (страница 26)
Это означает, что в однойиз вершин профиля возникает парогазовая полость из паров транспортируемойнефти, причем объем этой полости может изменяться за счет притока нефти из других областей трубопровода.По мере дальнейшего истечения зеркало нефти (свободная поверхность столбажидкости) опускается, и разрывы сплошности могут возникать во множестве других сечений трубопровода. На этот процесс могут оказывать влияние также технологические операции, выполняемые эксплуатационными службами для устраненияаварии, прежде всего перекрытие трубопровода секущими задвижками.6.3.
Компьютерная реализация алгоритмов расчета аварийного истеченияжидкости из трубопровода при его повреждении. Примеры и результатырасчетовПроиллюстрируем моделирование процесса истечения нефти через отверстиев трубопроводе конкретными примерами, полученными в ходе расчетов.202На рисунках 6.1, показаны последовательные этапы истечения нефти (плотность нефти = 870 кг⁄м3 , динамическая вязкость = 10 сСт) через сквозное отверстие на отв = 50 км 100-км участка остановленного трубопровода с внутренним диаметром труб = 700 мм. Хотя по нефтепроводу перекачка не ведется, втрубе существует остаточное давление ≈ 5,0 МПа. С целью большей наглядностиотверстие в расчете взято достаточно большим (отв = 30 см2 ).В нижней части каждого рисунка зеленой линией изображен профиль нефтепровода, вертикальной красной стрелкой указано расположение отверстия, лиловаялиния отражает линию гидравлического уклона в зависимости от координаты по оси трубопровода и времени .Линия гидравлического уклона (, 0) в момент времени = 0, принятый заначальный, т.е.
перед началом истечения, представлена на рисунке 6.1, а.В процессе истечения можно условно выделить следующие этапы.Первый этап, рисунок 6.1, б, характеризуется появлением на кривой (, )воронки разрежения, отражающей уменьшение напора (давления) в окрестностисквозного отверстия. Горизонтальные стрелки указывают направление движенияволн понижения давления.Второй этап, рисунок 6.1, в, происходит в условиях переходного процесса веще полностью заполненном трубопроводе. На рисунке видны волны повышенногодавления, отраженные от концов участка. Горизонтальные стрелки указываютнаправление перемещения этих волн.Третий этап, рисунок 6.1, г, следует за периодом затухания волнового процессаи характеризуется достаточно равномерным уменьшением давления во всех сечениях все еще заполненного полностью трубопровода. Причем истечение нефти через отверстие происходит за счет упругого запаса (сжатой жидкости и деформированного трубопровода).
На рисунке 6.1, г отображен гидравлический режим внефтепроводе, соответствующий моменту времени = 16 мин.203Рисунок 6.1 – Истечение нефти из остановленного трубопровода204Четвертый этап, рисунок 6.1, д, наступает в момент истощения упругого запаса(в данном примере через = 23,5 мин. после начала истечения). Причем в рассматриваемом случае за счет упругого запаса из трубопровода вытекло 184 м2 нефти.Пятый этап, рисунок 6.1, е, происходит в так называемом безнапорном режиме, когда в одном или нескольких сечениях трубопровода происходит разрывпервоначально сплошного столба жидкости и возникновение парогазовых полостей, заполненных насыщенными парами нефти.
Этот этап продолжается до полного прекращения истечения или до момента ликвидации сквозного отверстия.На рисунке 6.1, е изображена ситуация, которая сложится в трубопроводе через = 2 сут. после начала истечения, если сквозное отверстие не будет ликвидировано. Разумеется, на практике могут быть закрыты секущие задвижки, расположенные слева и справа от аварийного отверстия, поэтому картина процесса можетотличаться от приведенной на рисунке.Следует обратить внимание, что свободная поверхность нефти в трубопроводелевее вершины профиля ( = 30 км) и правее вершин ( = 70 км и = 80 км) располагается ниже максимальных значений профиля. Таким образом, часть того объема нефти, который должен оставаться на этих участках в силу особенностей рельефа трассы, в ходе переходного процесса переместилась на участок (30 км < <70 км), т.е. участок, из которого происходит непосредственное истечение нефти.Это обстоятельство не учитывалось ранее ни одним существующим РД и ни однойкомпьютерной программой для автоматизированного расчета объема утечек, вчастности, известной программой «АВИС-нефть» [101].На рисунках 6.2 представлены последовательные этапы процесса истечениянефти (плотность нефти = 870 кг⁄м3 , динамическая вязкость = 10 сСт) из200-км участка работающего трубопровода с внутренним диаметром труб =700 мм.
Нефтепровод состоит из 2-х смежных перегонов, разделенных промежуточной нефтеперекачивающей станцией (ПНПС), координата которой ПНПС =100 км. По этому трубопроводу, в отличие от рассмотренного выше примера, ведется перекачка. На головной нефтеперекачивающей станции (ГНПС) работают 2205насосных агрегата марки НМ 2500-230, на ПНПС – 1 такой же агрегат. Подпор перед ГНПС ℎп = 40 м, давление в конце участка к = 0,5 МПа.Сквозное отверстие площадью отв = 30 см2 расположено в сечении отв =40 км на первом перегоне (на рисунках 6. 2 обозначено красной стрелкой).
Так жекак ранее, в нижней части всех рисунков зеленой линией изображен профильнефтепровода, лиловая линия отражает динамику изменения напора (, ).Первый этап, рисунок 6.2, а, характеризуется появлением на кривой (, ) воронки разрежения, отражающей уменьшение напора (давления) в окрестностисквозного отверстия. Волны пониженного давления распространяются вверх (всторону ГНПС) и вниз по потоку (в сторону ПНПС).Согласно РД [81], снижение давления в линии всасывания или нагнетанияНПС на величину более, чем 0,15 МПа по сравнению с давлением в начальномустановившемся режиме перекачки указывает на наличие утечки. В этом случаедолжна выполняться остановка НПС.Второй этап, рисунок 6.2, б, отражает автоматическое отключение ПНПСвследствие снижения давления в линии всасывания до критической величины (на0,15 МПа).
В данном расчете это происходит через 1 мин. 31 с после аварии. Кэтому моменту величина утечки составила 14,4 м3. В сечении с отверстием образовался характерный «излом» линии гидравлического уклона.Третий этап, рисунок 6.2, в, отражает отключение ГНПС вследствие снижениядавления в линии нагнетания до критической величины (на 0,15 МПа). Это происходит через 1 мин. 59 с после аварии. К этому моменту величина утечки составила18,7 м3.
На рисунке показано положение линии (, ) гидравлического уклона через 2 мин. 4 с после аварии. Выбег насосов ПНПС уже завершился.Четвертый этап, рисунок 6.2, г, начинается после окончания выбега насосов настанциях. Они больше не могут влиять на переходный процесс в трубопроводе.206Рисунок 6.2 – Истечение нефти из участка трубопровода, по которомуведется перекачка207Пятый этап, рисунок 6.2, д, начинающийся через 7 мин.
17 с после начала истечения нефти, характеризуется возникновением на первом перегоне трубопроводапустот (парогазовых полостей). К этому моменту из трубопровода вытекло 53 м3нефти.Следует отметить, что истечение нефти с первого по четвертый этап происходило в напорном режиме – частично при работающих нефтеперекачивающих станциях, частично за счет упругого запаса, связанного со сжимаемостью нефти и расширяемостью трубопровода. И только с началом пятого этапа истечение становится безнапорным.Шестой этап, рисунок 6.2, е, характеризует случай, когда давление на первомперегоне трубопровода уменьшилось настолько, что на ПНПС закрылся обратныйклапан, препятствующий обратному движению нефти со второго перегона на первый. В рассматриваемом случае это произошло через 7 мин.
22 с после начала процесса истечения нефти.Дальнейшее истечение нефти из данного участка нефтепровода происходит потем же законам, что и из остановленного участка, рассмотренного ранее.Однако, срабатывания датчиков на НПС, которое имело место в предыдущемпримере, может и не произойти. Волна пониженного давления, не доходя до станции, может разорвать столб жидкости (рисунок 6.3), отразиться от парогазовой области и продолжить движение в обратном направлении.
Пример, показанный нарисунке 6.3 показывает, что в трубопроводах с большим перепадом высотных отметок для обеспечения безопасности, особенно при транспортировке нестабильныхжидкостей [87], датчики давления должны устанавливаться не только на станциях,но и вдоль линейной части, в наиболее возвышенных сечениях профиля.208Рисунок 6.3 – Пример утечки нефти, не диагностируемой на НПС (а: = 0 ,б: = 1 , в: = 5 , г: = 12 , д: = 20 , е: = 2 мин.)209Выводы1. В простейших случаях малого отверстия, в которых можно пренебречь движением жидкости по направлению к отверстию и считать распределение давленияв остановленном трубопроводе гидростатическим, допустимо использовать упрощенную методику [80].2. В полном объеме процесс истечения слабо сжимаемой жидкости из трубопровода может быть описан и рассчитан только на основе обобщенной теории переходных процессов, допускающей возможность образования в трубопроводе парогазовых полостей и самотечных участков, подробно рассмотренной в главе 4.3.
При расчете объема утечки жидкости из трубопровода следует учитыватьобъем, вытекающей через отверстие за счет, так называемого, упругого запаса, связанного со сжимаемостью транспортируемой жидкости и с расширяемостью трубопровода под действием давления.4. Аварии на отдельных сегментах трубопроводов, сопровождающиеся выходом жидкости в окружающую среду, не могут быть идентифицированы по динамике изменения давления на НПС. Это связано с наличием большого перепада высотных отметок между сечением с отверстием и НПС, на котором происходит разрыв сплошности потока.
Вследствие этого появляется необходимость для безопасности эксплуатации трубопроводов (особенно при перекачке нестабильных жидкостей) для своевременного обнаружения утечек устанавливать датчики давления нетолько на нефтеперекачивающих станциях, но и в наиболее возвышенных сеченияхпрофиля.5. В ходе переходного процесса истечения жидкости из отверстия в трубопроводе обнаружен новый эффект. Часть жидкости, которая должна оставаться в трубопроводе в силу особенностей рельефа трассы, перемещается на тот участок, изкоторого происходит непосредственное истечение.210ЗАКЛЮЧЕНИЕ1. Наиболее простым, полным, универсальным и эффективным алгоритмомгидравлического расчета стационарных режимов работы технологических участков магистрального нефтепровода (т.е.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
