2.7 Система сглаживания волн давления

2.7.1 Переходные процессы в магистральных нефтепроводах

Магистральный нефтепровод большую часть времени работает с постоянной подачей. При этом в каждой точке трубопровода устанавливается также постоянное давление. Такой режим работы называется стационарным или установившимся. Если в трубопроводе происходят изменения расхода и давления в каждой точке, то такой режим называется неустановившимся. Переход с одного установившегося режима на другой называется переходным процессом.

Переходные процессы в трубопроводе возникают в следующих случаях:

1. при перекачке партий нефти различной плотности и вязкости;

2. при изменении числа или характеристик работающих агрегатов или положения регулирующих или запорных органов;

3. при изменении характеристик трубопровода (подключение лупинга, открытие сброса, разрыв трубопровода).

Изменения, вызывающие переходный процесс, называются возмущениями. Возмущение сопровождается переходным процессом в точке возмущения, который определяется амплитудой изменения давления, временем протекания процесса возмущения, скоростью изменения давления.

Возникшее в данной точке изменение давления распространяется вдоль трубопровода со скоростью звука в данной жидкости равной

где К_Ж – модуль объемного сжатия жидкости (для нефти К_Ж = 13,5·10⁸ Н/м²);

D_ВН – внутренний диаметр трубы;

δ – толщина стенки трубы;

Е – модуль упругости 1 – го рода (модуль Юнга) материала трубы (Е = 2,1·10¹¹ Н/м²);

ρ – плотность жидкости.

Для магистральных нефтепроводов с = 1000 ÷ 1100 м/с. Распространение возмущения приводит к переходному процессу на всем трубопроводе или его участке.

Наиболее частые и глубокие возмущения в магистральных нефтепроводах связаны с отключением агрегатов на насосных станциях. При отключении насосного агрегата и уменьшении частоты вращения снижается дифференциальный напор насоса, пропорциональный квадрату частоты вращения. Величина снижения в начале остановки составляет 0,4 ÷ 0,5 МПа в первую секунду и потом уменьшается до 0,1 ÷ 0,05 Мпа за секунду, а время остановки агрегата достигает 20 ÷ 30 сек. При этом давление на линии всасывания возрастает, а на линии нагнетания снижается на величину 0,5Н₀, где Н₀ – напор насоса до остановки. Если насосная станция работает по схеме «через емкость», то изменение давление происходит только на линии нагнетания станции.

Изменение дифференциального напора, создаваемого насосом при его остановке, определяется на основании кривой выбега, получаемой экспериментально. Изменение давлений на входе и выходе станции при одновременном отключении всех насосных агрегатов можно получить при суммировании кривых выбега работавших агрегатов. Такой случай является наиболее опасным, так как приводит к наибольшим изменениям режима работы трубопровода. Одновременное отключение всех агрегатов станции может произойти при неисправности в энергоснабжении станции или при срабатывании защит, отключающих одновременно всю насосную станцию, например, при пожаре или загазованности. Характер изменения давлений на выходе станции (кривая 1) и входе (кривая 2) показан на рис. 2.28:

Рис. 2.28 Изменение давлений при остановке перекачивающей станции

Ордината между кривыми соответствует дифференциальному напору насоса в процессе остановки.

Экспериментально установлено, что максимальное изменение давления в первую секунду может достигать 1 МПа, а период установления нового давления на станции – 80 ÷ 120 с. Изменение давления на станции становится возмущением, создающим волну изменения давления. В результате волна повышения давления будет распространяться навстречу потоку в сторону предыдущей станции, а волна снижения давления – по потоку в сторону последующей станции.

Величина повышения давления на входе станции может быть определена по формуле

(1)

где

В этих формулах обозначено:

ρ – плотность жидкости;

с – скорость звука в трубопроводе;

К и m – соответственно количество отключаемых насосов и первоначально работавших;

n₀ – номинальная частота вращения;

t – текущее время процесса остановки агрегатов;

К₀ – коэффициент мощности дискового трения;

D₂ – диаметр рабочего колеса насоса;

J – суммарный момент инерции вращающихся частей насосно – силовых агрегатов;

J_Э – момент инерции электродвигателя.

Характер изменения волны давления и величина повышения давления зависят от следующих факторов:

1. расстояние между станциями;

2. скорость потока до начала переходного процесса;

3. дифференциальный напор отключившейся станции.

Очевидно, что чем длиннее участок между станциями, тем большее сопротивление распространяющейся волне оказывают инерция потока жидкости и жесткость стенок трубопровода. Следовательно, чем больше расстояние между отключившейся станцией и предыдущей, тем меньше повышение давления у второй станции.

Очевидно также, что чем выше скорость потока, тем больше его энергия и повышение давления при остановке потока. Следовательно, наиболее опасны волны повышения давления для нефтепроводов больших диаметров, когда расстояние между станциями уменьшается, а скорость потока увеличивается.

Понятно также, что чем больший напор создавала работавшая станция, тем большая волна повышения давления будет создана с большей крутизной фронта.

Возникновение волны повышения давления может быть связано не только с отключением агрегатов насосной станции. Резкое изменение положения регулирующего органа, быстрое перекрытие задвижки на магистральном трубопроводе могут привести к появлению еще большей волны повышения давления, чем при отключении агрегатов. Поэтому на магистральных нефтепроводах ограничивают скорость перемещения запорной арматуры. Учитывая, что существенное изменение проходного сечения трубопровода, а, следовательно, и возникновение волны давления начинается после закрытия задвижки на 70 ÷ 75%, время дальнейшего ее закрытия должно быть не меньше времени выбега агрегатов насосной станции. В этом случае скорости изменения давления будут близкими и характер нарастания волны аналогичным. Поэтому время закрытия задвижек должно быть не меньше 2 ÷ 3 минут. Для повышения быстродействия запорной арматуры можно использовать запорные органы с линейной характеристикой.

Возникающая при отключении насосной станции волна понижения давления распространяется по трубопроводу к последующей станции. При появлении этой волны срабатывает система автоматического регулирования, которая стремится поддержать давление на всасывании на заданном значении. Так как в системе автоматической защиты по минимальному давлению на приеме имеется выдержка времени на отключение агрегатов, система регулирования успевает при прикрытии заслонки обеспечить необходимое давление. На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы:

1) наибольшую опасность при переходных процессах в трубопроводах представляют волны повышения давления;

2) величина повышения давления может быть рассчитана по формуле (1);

3) при возрастании давления за первую секунду более чем на 0,3 МПа на НПС, работающей по схеме «из насоса в насос», необходимо использовать систему сглаживания волн давления.

2.7.2 Технические средства защиты от волн давления

Наиболее универсальным способом снижения давления при переходных процессах является применение регуляторов скорости повышения давления – устройств сглаживания ударной волны. В этом случае осуществляется локализация возникшего возмущения непосредственно у остановившейся станции. Она достигается уменьшением энергии возникающей волны путем сброса части потока на приеме этой станции в дополнительную емкость. При этом происходит снижение крутизны фронта волны повышения давления. Конкретные значения снижения амплитуды и угла наклона фронта волны зависят от быстродействия исполнительных механизмов и характеристик дополнительной емкости, в которую направляется часть потока. Эти параметры должны подбираться таким образом, чтобы предупредить опасное повышение давления с учетом работы системы регулирования и защиты на предыдущей станции. Для этого необходимо, чтобы повышение давления на приеме происходило по графику 2 – при наличии сброса в емкость, вместо графика 1 – без сброса (рис. 2.29)

Рис. 2.29 Изменение давления в трубопроводе на приеме станции при ее отключении

Изменяя закон открытия запорного устройства, которое полностью перекрывает доступ потока в емкость сброса при установившемся режиме, можно получить при наличии емкости достаточного объема практически любой наклон линии 2.

Используя этот график, можно определить и расход и необходимый объем сбрасываемой жидкости, так как разность ординат линий 1 и 2 соответствует изменению скорости потока на приеме согласно формулы Жуковского

где ∆Р и ∆ - изменение давления и скорости на приеме;

с – скорость распространения волн в трубопроводе;

ρ – плотность жидкости.

На отечественных трубопроводах наибольшее распространение в качестве запорного устройства получили шланговые малоинерционные клапаны прямого действия (рис. 2.30).

Рис. 2.30 Конструктивная схема малоинерционного клапана

Клапан состоит из стального цилиндрического корпуса 1, который перегородкой разделен на 2 камеры I и II. К камере I подводится трубопровод от приемного коллектора НПС. У камеры II на боковых стенках имеются прорези, а сама камера соединяется с безнапорной емкостью. На стенки камеры II с натягом надевается эластичный шланг 2 цилиндрической формы, препятствующий при установившемся режиме работы НПС перетоку нефти из камеры I в камеру II. Необходимая степень прижатия шланга к прорезям в стенках камеры II создается давлением воздуха в полости Ш. Регулируемый дроссель 3 в зависимости от степени его прикрытия создает различное гидросопротивление. Этот дроссель прикрывают до такой степени, чтобы при медленном изменении давления в приемном трубопроводе станции и камере I гидросопротивление было невелико и давление из камеры I передавалось в полость Ш практически без изменения и шланг 2 был прижат к прорезям камеры II. При этом дроссель должен иметь такое гидросопротивление, чтобы при быстром изменении давления в приемном трубопроводе и камере I рост давления в камере I опережал нарастание давления в камере Ш. Тогда создавшийся перепад давления отожмет шланг 2 от прорезей камеры II и нефть из полости I будет поступать в полость II и емкость сброса. Со временем давление в камерах I и III уравняется и сброс нефти прекратится. Условная пропускная способность клапана К_υ зависит от его диаметра d_К (таблица) и перепада давлений ∆Р (рис. 2.31).

Таблица

dК	150	200	250	300
Кυ	355	700	970	1414

Рис. 2.31 Зависимость пропускной способности К_υ от перепада давления Δр на мембране

Схема устройства защиты от перегрузок с применением шланговых клапанов состоит из элементов, показанных на рис. 2.32:

Рис. 2.32 Схема устройства сброса:

1 – трубопровод на приеме станции; 2 – шланговый клапан; 3 – безнапорная емкость; 4 – бак емкостью 1 ÷ 1,5 м³; 5 – баки – аккумуляторы емкостью 0,1 ÷ 0,2 м³; 6 – игольчатый вентиль;7 – вспомогательные трубопроводы подачи воздуха и антифриза.

Давление на приеме станции контролируется через систему, включающую баки 4 и 5 и соединительные линии, которые соединяют баки между собой и с надмембранной полостью шлангового клапана. При повышении давления на всасывании станции через нефть и антифриз это повышение будет передаваться через эластичную мембрану в баке - аккумуляторе воздуху. Воздух в баке будет сжиматься и вытесняться в полость Ш шлангового клапана, повышая там давление. Рост этого давления будет отставать от роста давления в полости I, шланг откроет прорези и нефть будет сбрасываться в емкость. Величина этого запаздывания зависит от пропускной способности вентиля 6, выполняющего роль дросселя.

Основным преимуществом этой схемы является использование регулятора прямого действия. Во – первых, это обеспечивает быстродействие системы, т.к. регулятор без запаздывания отрабатывает заданный закон регулирования, непосредственно отслеживая изменение давления. Во – вторых, система является достаточно надежной, т.к. не содержит промежуточных звеньев и не зависит от наличия других источников энергии.

Число и размеры шланговых клапанов определяются аналогично расчету регулирующих клапанов. Значение пропускной способности принимается по максимальному расходу в трубопроводе, а значение действующего перепада – по расчетному давлению на входе станции при этой подаче.

Шланговыми клапанами оснащена ССВД АРКРОН, которая в настоящее время нашла широкое применение. Система содержит до шести клапанов, соединенных параллельно и имеющих свой бак – аккумулятор.

При проектировании промежуточных НПС необходимо учитывать следующие рекомендации по установке ССВД.

1. ССВД должны предусматриваться на нефтепроводах 720 мм и выше. Применение ССВД на нефтепроводах меньшего диаметра должно обосновываться расчетами.

2. ССВД должна срабатывать при повышении давления в нефтепроводе на величину не более 0,3 МПа от установившегося давления в нефтепроводе, происходящем со скоростью выше 0,3 Мпа/с. Дальнейшее повышение давления в зависимости от настройки ССВД должно происходить плавно со скоростью от 10 до 30 кПа/с. Начальная величина повышения давления и скорость повышения давления ССВД должны настраиваться плавно или ступенями.

3. ССВД должна иметь не менее 2 – х исполнительных органов. Характеристика исполнительных органов должна обеспечивать поддержание параметров, указанных в предыдущем пункте, при выходе из строя одного из них. ССВД должна быть предпочтительно прямого действия без внешних источников питания.

4. ССВД должна устанавливаться на байпасе приемной линии НПС после фильтров – грязеуловителей с установкой 2 – х задвижек с электроприводом, отключающих ССВД от приемной линии НПС. Диаметр байпасного трубопровода выбирается так, чтобы площадь его сечения была не менее половины площади сечения приемной линии.

5. До и после исполнительных органов ССВД должна предусматриваться установка задвижек с ручным приводом. Задвижки должны быть опломбированы в открытом положении.

6. Объем резервуаров – сборников нефти от ССВД должен быть не менее:

- для нефтепроводов 1220 мм – 500 м³;

- для нефтепроводов 1020 мм – 400 м³;

- для нефтепроводов 820 мм – 200 м³;

- для нефтепроводов 720 мм – 150 м³;