34. Режимы работы газопровода при отключении кс или агрегатов

Остановка КС приводит к снижению производительности, уменьшению гидравлического уклона и по характеристике ЦБН, уменьшение степени сжатия на всех КС.

Снижение давления на участках после отключенной КС идет менее интен-сивно.

На всех КС до отключенной (левое плечо) происходит последовательное повышение давле-ния входа и выхода и на КС, перед отключенной, это увеличение будет самым большим, т.е. на левом плече возникает угроза нарушения прочности МГ из-за увеличения давления, из-за снижения производительности – опасность помпажа.

На КС за отключенной про-исходит уменьше-ние давления входа и выхода и нес-колько увеличи-вается объемная производительность в условиях всаса и соответственно снижение степени сжатия.

Но т.к. снижение давления на МГ идет менее интенсивно, а КС на правом плече, как и на левом, имеют степени сжатия больше, чем до отключения, то на правом плече наблюдается постепенное увеличение давления входа и выхода, т.е. восстановление режима работы, особенно при большой длине МГ.

Снижение производительности тем больше, чем ближе отключенная КС к началу МГ. Отключение последней КС существенного влияния на пропускную способность МГ не оказывает.

Аналитическое описание МТ:

35. Особые режимы работы горячих трубопроводов

«Горячий» трубопровод – это система с температурой теплоносителей или продуктов, которая превышает температуру окружающей среды.

Эксплуатация «горячего» трубопровода может осуществляться при стационарном и нестационарном режимах.

Если при перекачки подогретой жидкости расход её и температура в рассматриваемом сечении остаются неизменными во времени, то режим будет стационарным. Если эти параметры изменяются во времени, то трубопровод будет эксплуатироваться при нестационарном режиме.

При эксплуатации «горячих» МН стационарный тепловой режим теоретически и практически осуществлен быть не может.

Установившееся движение жидкости в трубопроводе описывается уравнением:

Где р – давление; ρ – плотность жидкости; λ – коэффициент гидравлического сопротивления; х – длина; D– диаметр трубопровода; ω – средняя скорость движения жидкости;g– ускорение свободного падения;z– нивелирная высота.

«Горячие» трубопроводы значительную часть времени работают в нестационарном тепловом и гидравлическом режимах. Тепловая нестационарность, связанная с медленным прогревом или охлаждением окружающей трубопровод среды, может привести к остановке трубопровода из-за чрезмерного повышения потерь напора в трубопроводе - «замораживанию» его. Перед вводом в эксплуатацию тр-д заполнен холодной водой после опрессовки. Если вытеснять эту воду горячей высокозастывающей или вязкой нефтью, то нефть, контактирующая с холодной водой, будет быстро остывать, вязкость ее сильно повысится или она застынет и закупорит тр-д, остановив поток. Перед закачкой подлежащей транспорту нефти тр-д надо разогреть - создать соответствующее тепловое поле в грунте вокруг тр-да. Такое поле перед пуском в эксплуатацию создается прокачкой через тр-д разогретой маловязкой нефти, нефтепродуктов или воды. Для определения длительности прогрева Тугунов предложил упрощенную формулу

где т - длительность прогрева; Dн - наружный диаметр трубы; п и - соответственно коэффициенты температуропроводности и теплопроводности грунта; Ттр - температура наружной стенки тр-да, принимаемая равной температуре греющей жидкости в конце перегона между тепловыми станциями;- температура грунта в ненарушенном тепловом состоянии на глубине заложения тр-да;q - теплоотдача с единицы длины тр-да в единицу времени.

Прогрев можно ускорить использ воду (теплоемк в 2 р больше). Время прогрева водой:

где G_в и C_в — соответственно массовый расход и теплоемкость воды.

При эксплуатации горячего н-да неминуемы его оста­новки. Чтобы по возможности предотвратить «замораживание» тр-да, необходимо безопасное время остановки трубопровода, т. е. время, за которое высокозастывающая нефть в остановленном тр-де еще не застынет, а вязкость высоковязкой не достигнет того значения, при котором потеря напора превысит допустимый напор на насосной станции.

Приближенно безопасное время т остановки тр-да можно вычислить:

где Н — глубина заложения тр-да; = (Т—Т₀)/(Т_Н—Т₀); Т_и — начальная темп стенки трубы; Т — темп стенки трубы, при которой еще возможно без каких-либо осложнений возобновление перекачки.

В некоторых случаях горячий тр-д обладает пропускной способностью, превышающей количество поступающей для транспортировки нефти. В этих случаях возможны два варианта эксплуатации трубопровода: с непрерывной перекачкой при пониженных расходах и с циклической перекачкой, при которой часть времени трубопровод работает с полной загрузкой, а на остальное время перекачка прекра­щается.

Для выявления, какой из вариантов эксплуатации выгодней, надо определить оптимальное число циклов при циклической перекачке.

Чем больше циклов перекачки, тем меньше должны быть вмести­мость дополнительных резервуаров для накапливания нефти на обоих концах трубопровода и связанные с ними затраты, но зато больше будут затраты на разогрев и замещение маловязким продуктом основ­ного транспортируемого продукта на время простоев трубопровода. Опти­мальным будет число циклов, соответствующее варианту с минималь­ными приведенными затратами.

При непрерывной перекачке с пониженным расходом темпе­ратура нефти между тепловыми станциями будет падать больше, чем при номинальном расходе, что приводит к чрезмерному увели­чению потери напора или застыванию нефти. Следовательно, при уменьшении расхода по сравнению с нормальным проектным придется построить определенное число дополнительных ТС, что связано с до­полнительными затратами на их строительство и эксплуатацию. При циклической же перекачке возникнут дополнительные затраты на резервуары и вытеснение нефти маловязким продуктом при останов­ках перекачки. При остановке перекачки нефти по горячему трубопроводу на длительный срок для предотвращения его замораживания нефть должна быть вытеснена маловязкой нефтью или нефтепродуктом. В не­которых случаях нефть к началу вытеснения успевает застыть. Если вытесняемая нефть является ньютоновской, т. е. у нее нет статиче­ского напряжения сдвига, то вытеснение ее из всего перегона между насосными станциями возможно насосами станции. Если же нефть неньютоновская, то такое выталкивание возможно, если давление р, развиваемое станцией, достаточно для преодоления статического на­пряжения сдвига т_ст

Если выталкиваемая нефть - ньютоновская жидкость, то выталкивающий ее продукт будет вклиниваться в нее и вер­шина клина достигнет конца перегона раньше, чем остальная масса продукта. В связи с этим весь процесс вытеснения нефти можно раз­делить на две фазы: фазу выталкивания, и фазу вымывания в течение которой практически полностью вытесняется из перегона вся выталкиваемая нефть.