Перевальная точка и самотечный участок

Ближайшая к началу трубопровода возвышенность на трассе, от которой нефть/нефтепродукты с требуемым расходом приходит к конечному пункту самотеком, называется перевальной точкой. За перевальной точкой жидкость движется при частичном заполнении поперечного сечения трубопровода. Давление жидкости уменьшается до упругости ее насыщенных паров, жидкость существует на этом самотечном участке в обоих состояниях: в жидком и газообразном. В нижней части трубы течет жидкость, а над ней находится неподвижный насыщенный пар. Говорят, что течение на таком участке происходит неполным сечением, а участок называют самотечным. Стационарные самотечные участки в трубопроводе могут существовать только на нисходящих сегментах трубопроводов. Начало первого самотечного участка в трубопроводе называется перевальной точкой. Она названа так потому, что если насосные станции доставят жидкость в эту точку, то конца участка она достигнет сама под действием силы тяжести.

Рисунок 7.19 – Схема самотечного участка трубопровода

1 – линия гидравлического уклона, 2 – самотечный участок, П – перевальная точка.

 

Давление в парогазовой полости над свободной поверхностью жидкости остается практически постоянным и равным упругости p_у насыщенных паров данной нефти, поэтому течение на самотечном участке называется безнапорным. Однако разность напоров между сечениями x₁ (началом самотечного участка) и x₂ (концом самотечного участка) существует и равна разности (z₁– z₂) геометрических высот этих сечений.

Начало x1 каждого самотечного участка является перевальной точкой (рисунок 7.19). Перевальная точка всегда совпадает с одной из вершин профиля трубопровода.

Линия гидравлического уклона на самотечном участке проходит параллельно профилю трубопровода на расстоянии p_у/ρg над ним. Отсюда следует, что гидравлический уклон i на самотечном участке равен тангенсу угла наклона профиля нефтепровода к горизонту, то есть

i = |tgα_п|.

Расход перекачиваемой среды на самотечном участке в стационарном режиме равен расходу Q нефти в заполненных сечениях трубопровода:

Q=u₀S₀=uS,

из чего можно заключить, что скорость u движения жидкости на самотечном участке больше скорости u₀ движения жидкости на заполненных участках трубопровода, поскольку площадь S части сечения, занятого жидкостью на каждом самотечном участке, меньше площади полного сечения трубопровода S₀, полного сечения трубопровода u=u₀S₀/S>u₀.

Наличие самотечных участков в магистральном трубопроводе приводит к увеличению начального напора на станции, следовательно, и давления, а значит, требует более высоких затрат энергии на перекачку по сравнению с трубопроводом, в котором самотечные участки отсутствуют.

Как определить, есть ли в рассматриваемом трубопрово­де самотечные участки?Для этого нужно построить совме­щенную картину профиля трубопровода и линии гидравличе­ского уклона. Если линия гидравлического уклона проходит всюду выше профиля трубопровода, причем это превышение составляет значение большее, чем р_у/ρg, где р_у – упругость насыщенных паров нефти/нефтепродукта, то самотечных участков в трубо­проводе нет. Если же линия гидравлического уклона в какой-нибудь точке подходит к профилю трубопровода на расстоя­ние меньшее, чем р_у/ρg, или вовсе пересекается с ним, то в трубопроводе существует один или несколько самотечных участков.

На рисунке 6.20 представлена схема трубопровода с самотечными участками.

 

Рисунок 6.20 – Схема определения местоположения самотечных участков трубопровода

1- первый самотечный участок; 2 – второй самотечный участок;

2- П₁, П₂ – перевальные точки

 

Линию БК₂П₂К₁П₁А гидравлического уклона трубопровода начинаем строить с конца рассматриваемого участка (точка Б). Для этого достаточно знать напор и гидравлический уклон в конце участка. На отрезке БК₂ линия гидравлического ук­лона лежит значительно выше профиля трубопровода, по­этому сечения последнего заполнены полностью. Однако в точке К₂ линия гидравлического уклона подходит к профилю трубопровода на расстояние р_у/ρg, поэтому точка К₂ – это конец самотечного участка; его начало – перевальная точка П₂. Таким образом, один из самотечных участков найден. Линия гидравлического уклона К₂П₂ на этом участке прохо­дит параллельно профилю трубопровода.

Продолжаем строить линию гидравлического уклона. Из перевальной точки П₂ она выходит под углом, тангенс кото­рого равен гидравлическому уклону (т.е. параллельно отрезку БК₂). Оказывается, что в точке К₁ эта линия вторично подхо­дит к профилю трубопровода на расстояние р_у/ρg. Следова­тельно, внутри трубопровода давление опять становится рав­ным упругости насыщенных паров и в нем должна сущест­вовать парогазовая полость; точка К – это конец второго самотечного участка. Его начало, точка П₁ — еще одна пере­вальная точка. Таким образом, найден второй самотечный участок К₁П₁. Линия К₁П₁, гидравлического уклона на этом участке проходит параллельно профилю трубопровода на расстоянии р_у/ρg от него.

Наконец, на участке П₁А линия гидравлического уклона параллельна своим отрезкам БК₂ и П₂К₁ построенным для полностью заполненных сегментов трубопровода.

Из рисунка 6.20 видно, что наличие самотечных участков в магистральном трубопроводе приводит к увеличению на­чального напора Н₁ (следовательно, и давления р₁) на станции, а значит, требует более высоких затрат энергии на перекачку по сравнению с трубопроводом, в котором са­мотечные участки отсутствуют. Если линию гидравличес­кого уклона, начиная от точки К₂, мысленно продлить до начального сечения участка, то можно определить напор Н₁, который был бы необходим для перекачки нефти/нефтепродукта с тем же самым расходом в трубопроводе той же длины и того же диаметра, но без самотечных участков. Очевидно, что Н₁ ≥ Ĥ₁.

Понятие гидроудара

При мгновенном перекрытии потока жидкости в трубопроводе возникает волна давления, которая распространяется со скоростью звука.

Суть гидравлического удара состоит в том, что стационарное течение жидкости в трубопроводе нарушается путем резкого закрытия (или открытия) задвижки, включения (или отключения) насоса и т.д., в результате чего происходит резкое торможение (или ускорение) потока и ударное сжатие ее частиц.

Основы теории гидроудара разработаны русским ученым Н.Е. Жуковским. Изменение давления при гидравлическом ударе можно расчитать по формуле:

VC

где: - избыточное давление при гидроударе;

  - плотность жидкости;

   V- изменение скорости течения жидкости;

    С- скорость звука

Например при = 850 кг/м3; V= 2 м/сек; С= 1000 м/сек, изменение давления составит:

= 1,6 Мпа!

Скорость распространения волн гидравлического удара в нефтепроводах близка к значению 1000м/с, а изменение скорости течения на 1 м/с вызывает изменение давления примерно на 9,0 атм.

Гидравлический удар может привести к превышению несущей способности трубопровода, а, следовательно, и к повреждению трубопровода. В трубопроводах, транспортирующих нефть/нефтепродукты не устанавливают краны, быстро перекрывающие сечение трубопровода, а наоборот, применяют задвижки, осуществляющие медленное перекрытие сечения и обеспечивающие безопасную остановку потока жидкости.

В ряде случаев на перекачивающих станциях применяют специальные устройства, призванные защищать трубопровод от последствий гидравлического удара. Например, на линиях всасывания НПС устанавливают системы сглаживания волн давления (ССВД), если магистральные насосы на НПС внезапно отключатся, то давление перед НПС начнет повышаться. Принцип действия ССВД состоит в отводе части жидкости из трубопровода в специальный резервуар для снижения скорости нарастания давления.

На линиях нагнетания НПС устанавливают системы автоматического регулирования, одна из задач которых состоит в защите станций от ударных волн давления, распространяющихся вверх по потоку технологического участка.

Наибольшую опасность волны повышенного давления представляют для тех участков трубопровода, где и без того существовало достаточно высокое статическое давление. Такие участки находятся вблизи перекачивающих станций, а также в наиболее низких сечениях трубопровода.

Планирование режимов работы магистральных трубопроводов

Расчетное время работы магистральных трубопроводов с учетом остановок на ремонт принимается равным 350 дням (8400 часов) в год.

Технологический режим перекачки должен обеспечивать перекачку нефти по магистральному трубопроводу с требуемой производительностью с наименьшими эксплуатационными затратами.

Технологические режимы работы МТ определяются:

- конфигурацией работающих ПНА и МНА (типоразмеры и схемы включения на каждой НПС);

- конфигурацией ЛЧ МТ (включение/отключение лупингов, участков параллельных МТ, основных и резервных ниток подводных переходов);

- наличием сбросов и подкачек;

- применением ПТП (пункты ввода, марки ПТП);

- применением ППН;

- для МНПП – видом перекачиваемого продукта (дизельное топливо/
автомобильный бензин/топливо для реактивных двигателей).

Варианты основных технологических режимов работы МТ определяются:

- параметрами перекачиваемого продукта – вязкостью, плотностью, при применении ПТП – концентрацией ПТП, температурой потока нефти/нефтепродукта;

- величинами сбросов и подкачек;

- взливами резервуаров и группами резервуаров на головной НПС и в КП ТУ МТ;

- технологическими номерами работающих ПНА и МНА на любой из НПС;

- пропуском СОД.

 

Для обеспечения плановой перекачки нефти/нефтепродуктов для каждого МТ необходимо:

- провести расчет технологических режимов работы;

- разработать карту технологических режимов работы;

- разработать карту переходных режимов работы;

- разработать план-график работы.