Содержание к диссертации
Введение
1 Моделирование технологических процессов при перекачке углеводородных жидкостей с высокой упругостью паров 18
1.1 Особенности проектирования и эксплуатации магистральных трубопроводов для сжиженных углеводородных газов 18
1.2 Моделирование неизотермического течения углеводородных жидкостей с высокой упругостью паров по магистральным трубопроводам 21
1.2.1 Случай изотермически несжимаемой жидкости 21
1.2.2Случай изотермически сжимаемой жидкости 29
1.3 Особенности расчета подводящих трубопроводов при перекачке сжиженных углеводородных газов , 41
1.4 Исследование и построение математической модели гидравлической эффективности противотурбулентных присадок при их использовании с целью снижения гидравлического сопротивления трубопроводов 48
2 Разработка метода расчета переходных процессов в магистральном трубопроводе, предназначенном для перекачки сжиженных газов 55
2.1.Анализ существующих методов расчета переходных процессов в магистральных трубопроводах 55
2.2 О переходных процессах в магистральных трубопроводах, транспортирующих сжиженные углеводородные газы при изменении производительности 61
2.3 Об учете затухании гидроудара в магистральном трубопроводе, предназначенном для перекачки сжиженных газов .74
2.4 Оценка прочности участка магистрального трубопровода для сжиженных углеводородных газов с учетом гидроудара 80
3 Исследование особенностей кавитации в сжиженных углеводородных газ ах 89
3.1 Исследование особенностей кавитации в сжиженных углеводородных газах 89
3.2 Разработка метода определения концентрации ядер кавитации в транспортируемой жидкости 104
3.3 Построение модели расчета аптикавитационной устойчивости насосов, транспортирующих сжиженные углеводородные газы 111
3.4 Исследование антикавитацнонной устойчивости гидравлической системы при гидроударе в трубопроводе 113
4 Моделирование и совершенствование технологии опорожнения участка магистрального трубопровода сжиженных углеводородных газов 120
4.1 Аварийное (естественное) опорожнение секции трубопровода для сжиженных углеводородных газов 120
4.1.1 Основные уравнения 121
4.1.2. Опорожнение трубопроводов сжиженных углеводородных газов 124
4.2 Моделирование и расчет различных вариантов контролируемого опорожнения участка трубопровода 126
4,2.1 Постановка задачи и режимы опорожнения 126
4.2.2 Опорожнение при упругом режиме 127
4.2.3 Технология эжекторной откачки сжиженного углеводородного газа при опорожнении участка магистрального трубопровода 134
Заключение 138
Список использованных источников
- Моделирование неизотермического течения углеводородных жидкостей с высокой упругостью паров по магистральным трубопроводам
- О переходных процессах в магистральных трубопроводах, транспортирующих сжиженные углеводородные газы при изменении производительности
- Разработка метода определения концентрации ядер кавитации в транспортируемой жидкости
- Опорожнение трубопроводов сжиженных углеводородных газов
Моделирование неизотермического течения углеводородных жидкостей с высокой упругостью паров по магистральным трубопроводам
Одной из особенностей расчета трубопроводов гидравлической системы: емкости для хранения - подводящие трубопроводы - насосные агрегаты является необходимость учета специфики её эксплуатации, связанной с обеспечением однофазности перекачки и устойчивой работы насосных станций. В свою очередь устойчивая работа гидравлической системы: емкости - подводящий трубопровод - насосные агрегаты в значительной степени зависит от взаиморасположения насосов и емкостей для хранения [76].
Считается, что расположение емкости на высоте, определяемой по формуле (1.35) решает проблему устойчивой бескавитационной работы насосных агрегатов. При этом следует указать, что как показывает опыт проектирования высота установки емкостей на головных насосных станциях может достигать сравнительно большых величин. Например, с учетом потерь напора на трение напорные емкости головной насосной станции на Вуктыльском месторождении были установлены на высоте 12 м выше уровня расположения всасывающих патрубков насосов [20].
В то же время для определенных условий (например, подводящих трубопроводов большой протяженности, СУГ с высокой упругостью паров) применение специальных резервуаров, специальных бустерных насосов, или переохлаждение СУГ за счет снижения температуры при постоянном давлении (TBC TS), не обеспечивает высокой надежности перекачки. Кроме того, указанные технические решения, представляют собой громоздкие сооружения, требуют значительных капитальных и эксплуатационных затрат, увеличивают время ввода насосной станции в эксплуатацию.
В этой связи представляется целесообразным рассмотреть возможность применения жидкостного эжектора, как способа обеспечения повышенного располагаемого кавитационного запаса насосных агрегатов, перекачивающих СУГ. При этом, учитывая высокую упругость паров транспортируемой жидкости и высокий градиент давления на кривой зависимости давления от температуры, при расчете параметров жидкостного эжектора необходимо учесть особенности обеспечения кавитационного запаса насоса, перекачивающего СУГ с помощью жидкостного эжектора.
Принципиальная схема насоса с жидкостным эжектором представлена на рисунке 1.3. Перекачиваемый по трубопроводу 1 сжиженный углеводородный газ поступает на прием насоса 2, а из него направляется в трубопровод 3, Часть сжиженного углеводородного газа из отводящего трубопровода отводится по линии 4 с помощью регулятора расхода 5 и подается в качестве активного потока в сопло 6 жидкостного эжектора 7, установленного в приемном трубопроводе насоса. Известно, что в результате энергетического обмена в жидкостном эжекторе между активным (высокого давления) и пассивным (низкого давления) потоками повышается давление смеси на входе в насос. Давление на выходе из эжектора Р3 должно быть таким, чтобы удельная энергия потока на входе насоса, перекачивающего СУГ, превышала допустимый кавитационный запас ДЛ , а именно выполнялось условие: где Рої = - относительная величина полного давления всасываемой жидкости; p a = степень падения давления на входе в эжектор (Р - статическое давление на входе в эжектор, н/м ), принимаемое равным 0,995; =0,016 - коэффициент трения в камере смешения; є - 0,6-0,9 -коэффициент использования диффузора; Lrc = 8-Ю - относительная длина камеры смешения эжектора; — F \Р —а F = —L = 0,1—- - геометрический фактор эжектора (отношение F2 V 1-а площади сечения всасываемой жидкости к площади сечения рабочей жидкости). В сравнительно узком интервале изменения температуры прирост давления насыщенных паров, обусловленный нагревом жидкости в насосе и эжекторе, можно вычислить, пользуясь кривой зависимости давления насыщенных паров от температуры,
В случае не выполнения условия (1.44) необходимо произвести повторный расчет для нового заданного значения коэффициента эжекции 6. Использование эжектора с учетом термодинамической поправки позволяет уменьшить высоту подъема подпорных емкостей и тем самым уменьшить металлоемкость и стоимость головных сооружений.
Как известно, областью применения противотурбулептных присадок (ПТП) являются трубопроводные системы для перекачки нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов Ввод ПТП в трубопровод в количестве нескольких грамм на тонну (ррт) позволяет снизить коэффициент гидравлического сопротивления на 30-60 %. Объясняется это тем, что макромолекулы ПТП воздействуя на турбулентность потока, уменьшают степень турбулентности и соответственно коэффициент турбулентной вязкости - основной параметр, определяющий гидравлическое сопротивление турбулентного потока. Исходя из такого объяснения, можно полагать, что влияние ПТП будет разным для разной степени турбулентности.
В некоторых работах, посвященных турбулентности [23], указывается на наличие тесной связи между степенью турбулентности и числом Рейнольдса. В случае однозначной зависимости между степенью турбулентности и числом Рейнольдса появляется перспектива прогнозирования чисел Рейнольдса, для которых будет иметь место эффект Томса - снижения турбулентного трения в трубе, и уровень эффекта. Например, можно предположить, что макромолекулам ПТП с точки зрения гашения пульсаций легче будет ламинизировать или приближать к ламинарному тот поток, у которого степень турбулентности меньше. Это предположение дает основание утверждать, что гидравлическая эффективность ПТП, определяемая относительной величиной
О переходных процессах в магистральных трубопроводах, транспортирующих сжиженные углеводородные газы при изменении производительности
В настоящее время метод расчета неустановившихся процессов в магистральных трубопроводах базируется на трех способах: графическом (метод Бержерона), аналитическом, численном.
Применение метода Бержерона для расчета динамических процессов в магистральных нефтепроводах рассмотрено в работах П.А. Мороза, Т.Т. Зиминой, Л.В. Полянской [49, 50].
Применение аналитических методов для решения задач динамических процессов в трубопроводах рассмотрено в работах И.А. Чарного [83], М.А. Гусейнзаде и В.А. Юфина [17], В.А. Юфина [88], П.И. Тугунова [80], В.И. Мащенко [46, 47, 48], А.М, Стаина [77], М.Ф. Кравцова [89], А.В. Коваленко [31], Д.И. Попова [59], а также в работах [11, 28, 29, 45] иностранных авторов.
Необходимо отметить, что в большинстве из указанных работ рассматриваются вопросы расчета переходных процессов в простых трубопроводах при различных возмущениях - скачкообразном изменении давления, расхода, а также различных их изменениях.
Ряд работ посвящен вопросу повышения точности расчетов динамических процессов в магистральных трубопроводах с учетом влияния отдельных факторов: инерционные свойства перекачиваемой жидкости, момент инерции вращающихся масс насосных агрегатов, особенности напорных характеристик насосов и насосных станций.
В работах [27, 28, 52, 82, 88] отмечается, что если не учитывать инерционность перекачиваемой жидкости во многих практических случаях это приводит к значительным погрешностям расчетов динамических процессов в магистральных трубопроводах,
В связи с внедрением ЭВМ в практику инженерных расчетов особенно эффективным стало применение численных методов. Конкретно расчет динамических процессов в магистральных трубопроводах может быть выполнен различными численными методами, среди которых наибольшее распространение получил метод конечных разностей по «явной» и «неявной» схемам и метод характеристик.
В работах [35, 36] метод конечных разностей применен для расчета динамических процессов в простых нефтепроводах. Л.В. Полянская метод характеристик применила для расчетов переходных процессов [50] в неразветвленных магистральных трубопроводах, оборудованных центробежными насосными агрегатами. Рассматривался процесс отключения насосного агрегата и при этом учитывалась инерционность, а также влияние крутизны напорной характеристики отключенного насоса на параметры возникающего при этом динамического процесса.
Однако, недостатком метода характеристик является трудоемкость проведения по нему расчетов переходных процессов магистральном нефтепроводе. Как показано в работах [35, 36], метод конечных разностей по «неявной» схеме лишен вышеуказанных недостатков. Однако, общим недостатком метода конечных разностей по «явной» и «неявной» схемам является то, что при выбранном шаге он дает худшее совпадение с точным решением по сравнению с методом характеристик.
Применение численных методов для расчета динамических режимов в нефтепроводах с учетом влияния устройств гашения ударных волн рассмотрено в [3,43,42, 86].
Предложена [86] методика расчета переходных процессов в магистральных нефтепроводах, работающих по схеме «из насоса в насос» с учетом влияния устройств гашения ударной волны. Сущность предложенного метода основывается на теории импульсных систем. При этом в качестве математического аппарата используется дискретное преобразование Лапласа. Математическая модель нефтепровода, учитывающая влияние инерционных свойств отключенной насосной станции, а также влияние устройств регулирования давления приведена в [87]. На основе этой математической модели разработан численный метод расчета динамических процессов в реальных системах трубопроводов.
Предложена математическая модель [26] магистрального нефтепровода с учетом влияния инерционных свойств отключенной станции, а также с учетом влияния регулирующих устройств на нефтеперекачивающей станции на переходные процессы в магистральном трубопроводе. Разработан численный метод расчета переходных процессов в реальном трубопроводе в соответствии с предложенной моделью. При составлении математической модели учтены: уравнения динамики насосного агрегата, уравнения, описывающие напорную и мощностную характеристики насоса, момента сопротивления на валу насосного агрегата, уравнение динамики насосного агрегата согласно теории автоматического управления.
Разработка метода определения концентрации ядер кавитации в транспортируемой жидкости
Известно, что на начало возникновения и дальнейший характер протекания кавитации в любой жидкости определяющим образом влияет содержание в жидкости кавитационных ядер, роль которых выполняют микроскопические газовые пузырьки [5, 51, 85].
Известные на сегодня методы оценки антикавитационной устойчивости гидравлических систем (насосов, местных сопротивлений), перекачивающих жидкости, отличные от холодной волы, в большинстве случаев в своих расчетных моделях не учитывают концентрацию ядер кавитации и, как правило, носят эмпирический характер. Поэтому область их применения имеет ограниченный характер [32].
Причиной такого положения является сложность прогнозирования концентрации ядер кавитации в жидкости, сложность кавитационных явлений в углеводородных системах. Наблюдающееся в последнее время увеличение объема накопленных экспериментальных данных, посвященных изучению этой проблемы, сопровождается совершенствованием, в том числе и методов определения размеров и прочностных свойств ядер кавитации.
Однако применительно к прикладным задачам указанные методы остаются сложными и к тому же, отличие между результатами измерения концентрации ядер различными методами в среднем может составлять 5-6 порядков [6].
Кроме проблемы учета в расчетных моделях содержания в сжиженных углеводородных газах кавитационных ядер, существенное влияние на результаты расчета может иметь фактор, связанный с термодинамическим эффектом кавитации, проявляющимся в жидкостях с высокой упругостью паров [22]. При этом суть указанного эффекта состоит в том, что при одинаковом снижении давления в жидкости ниже давления насыщенных паров для сжиженного углеводородного газа имеет место меньший перегрев жидкости (чем, например, для холодной воды) и, как следствие, меньшее количество выделившейся паровой фазы. В свою очередь, меньшее количество выделившегося пара будет приводить к тому, что параметры гидравлической системы (например, центробежного насоса) при перекачке сжиженного углеводородного газа будут продолжать оставаться неизменными или изменяться, но в меньшей степени, чем для жидкости с меньшим давлением насыщенных паров (например, воды).
Наконец, поскольку процесс кавитироваиия жидкости протекает во времени, то в быстротекущих потоках, каким является поток в межлопаточных каналах насосов, время пребывания тпреб, жидкости в зоне низкого давления может быть меньше времени тр, необходимого для образования равновесного количества пара, т.е. определенной суммы паровых пузырьков, образующихся из кавитационных ядер закритических размеров.
Соотношение величины равновесного времени тр и фактического времени пребывания тпрес в зоне кавитации дает представление о степени неравновесности (завершенности) процесса кавитироваиия. С практической точки зрения в сумме тепловой эффект и эффект неравновесности процесса кавитации приведут к тому, что режим, например, 3-х процентного падения напора центробежного насоса, будет иметь место при более низком давлении в зоне кавитации, чем давление насыщенных паров сжиженных углеводородных газов при температуре перекачки на входе насоса. Соответственно величина минимально-допустимого давления на приеме насоса будет также ниже, чем давление, прогнозируемое, например, по уравнению [57] Р Р t АР +АР (3.1) где Pmin - минимально-допустимое давление на приеме насоса для заданной производительности, ЛРКЗ - допустимый кавитационный запас насоса, устанавливаемый на основе заводских испытаний на воде; ДРтехн — технологический запас, предусматривающий непредвиденное снижение рабочего давления на приеме насоса, возможное при выполнении различного рода технологических операций на магистрали насосных станций №,«,-(0,3 0,5) МПа ). На основании изложенного запись требования, регламентируемого условием (3.1), с учетом современных представлений о навигационном процессе в сжиженных углеводородных газах будет иметь вид Ртіп ЛРкз +Ркр +АРтех„., (3.2) где Ркр - критическое давление в зоне кавитации.
Следовательно, исходя из соотношения (3.2), задача определения минимально-допустимого давления состоит в нахождении аналитической модели, позволяющей с учетом концентрации ядер кавитации закритических размеров, тепловых и неравновесных эффектов кавитации определять величину критического давления кавитации.
Полагается, что кавитационная зона представляет собой дисперсную среду, состоящую из жидкой фазы и паровых сферических, не взаимодействующих между собой пузырьков. Дисперсность такова, что скорость распространения малых возмущений подчиняется той же закономерности, что и в среде гомогенной.
Известно, что при равновесном процессе фазовых превращений заданное снижение давления в жидкости Ар = pis - р ниже давления насыщенного пара P}S приводит к понижению исходной температуры Tjs жидкости на величину AT = Ти-Т,
Возникший перегрев жидкости, определяемый величиной AT, приводит к образованию равновесного объема пара Vv, который может быть найден по формуле
Будем считать, что жидкость в процессе перемещения по каналу переменного сечения, имеющего пережатие, находится на входе канала (сечение а-а) в однофазном состоянии, на некотором расстоянии вверх по потоку от наиболее узкого сечения (сечение 1-1) в насыщенном состоянии и в наиболее узком сечении (сечение 2-2) и ниже по потоку до границы кавитационнои зоны (сечение 3-3) в двухфазном состоянии. В сечении 2-2 жидкость спонтанно переходит в двухфазный поток. Исходя из указанной схематизации кавитационного течения жидкости, систему основных уравнений, описывающих течение жидкости, представим следующими уравнениями [57]
Опорожнение трубопроводов сжиженных углеводородных газов
Подобные технологические операции составляют основу противоаварийных мероприятий на трубопроводных системах СУГ.
Целью решения задачи опорожнения трубопровода является определение зависимости времени опорожнения участка трубопровода СУГ заданных размеров от следующих факторов: геометрических размеров ответвлений (диаметра, длины, числа ответвлений); - теплофизических свойств СУГ; - температуры СУГ; - внешнего давления, обеспечивающего принудительное опорожнение СУГ из трубопровода.
Термодинамическая часть задачи опорожнения решалась исходя из следующих допущений.
Процесс опорожнения состоит из двух режимов - упругого и парового режимов (газоупругого) истечения. При этом под упругим режимом понимается режим истечения из трубопровода при переменном давлении СУГ, находящегося в однофазном состоянии при снижении давления в трубопроводе с исходного значения до давления насыщения.
Процесс расширения пара в трубопроводе и ответвлениях с термодинамической точки зрения - адиабатический, т. е. влиянием теплообмена между СУГ, а также выходящим паром и внешней средой пренебрегаются. Количество пара, выходящего из трубопровода, равно количеству СУГ, превратившегося в пар. Процесс опорожнения трубопровода считается завершенным, когда давление пара СУГ в трубопроводе достигнет значения близкого к атмосферному, т. е. Р достигнет Ра = 1-Ю5 Па.
При упругом режиме истечения от некоторого начального давления (давление перекачки) до давления насыщения происходит за счет упругой энергии аккумулированной сжатой жидкостью и увелич енной в объеме трубы. Принимаем, что сопротивление истечению определяется отводом, и течение в нем идет при однофазном потоке.
Уменьшение объема жидкости в трубопроводе Va при понижении в нем давления от Р0 до Р суть АУ = У0[/3+- УР0-Р\ (4.24) где К„ -объем СУГ в трубопроводе при начальном давлении; Д 5 -диаметр и толщина стенки трубопровода; Е-модуль Юнга; р -коэффициент изотермического объемного сжатия. Отсюда расход истечения:
По зависимостям (4,24) и (4,27) рассчитаем количество вытекающей СУГ и продолжительность истечения для следующих исходных данных
При паровом режиме истечение происходит за счет разности давлений пара в трубопроводе и окружающей среде. Разобьем полное время опорожнения трубопровода заданных размеров (длиной L, диаметром D) на ряд временных интервалов, в пределах которых будем считать процесс фазового перехода СУГ из жидкого состояния в пар, а также истечения пара квазистационарным процессом. Пар будем считать идеальным газом, т.е. будем полагать, что состояние пара приближенно описывается уравнением состояния идеального газа где V - объем, занимаемый паром; Л-универсальная газовая постоянная. В начальный момент давления пара в трубопроводе (после завершения упругого режима истечения) будет близким к Рг -давлению насыщенных паров СУГ и, следовательно, разность давлений Р,-Ра (/ -атмосферное давление) будет составлять величину, при которой будет иметь место сначала критический режим истечения а потом докритический
На рис. 4.2 приведены расчетные данные по опорожнению секций трубопровода СУ Г различного диаметра в зависимости от диаметра отвода. Ввиду длительного периода опорожнения трубопровода при естественном истечении в следующем подразделе рассматривается принудительное выдавливание СУГ.
Технология эжекторной откачки сжиженного углеводородного газа при опорожнении участка магистрального трубопровода
Недостаток технологии опорожнения поврежденного участка трубопровода СУГ с помощью отводных линий, подключенных к входу и выкиду запорных кранов, расположенных по трассе трубопровода заключается в том, что отводимая масса сжиженных углеводородных газов по указанным линиям, подается на факел и сжигается.
В связи с этим для утилизации и сокращения потерь сжиженного углеводородного газа из аварийного участка трубопровода при его опорожнении часть сжиженного углеводородного газа из неповрежденной секции насосом подают в основной жидкостной эжектор, а другую часть перепускают во вспомогательный кольцевой эжектор, установленный в полости байпасного участка трубопровода перед основным жидкостным эжектором, при этом за счет эжекции из поврежденного участка трубопровода происходит отбор сжиженного углеводородного газа и посредством дожимного насоса производят его закачку в неповрежденный участок трубопровода [75].
Установка для осуществления способа снабжена основным жидкостным эжектором и дожимным насосом, причем вспомогательный кольцевой эжектор установлен на патрубке с фланцем байпасного участка, диаметр которого соответствует диаметру основного трубопровода.
Установка для осуществления способа включает неповрежденный участок трубопровода 1, разделительный запорный кран 2; поврежденный участок 3, насос 4, основной жидкостной эжектор 5, вспомогательный кольцевой эжектор 6, дожимиой насос 7, вантуз 8, запорные краны 9, кран-регулятор расхода 10, отводные линии 11 и байпасный участок 12 с запорными кранами 9, 13, 14,
Сжиженный углеводородный газ (активный поток) из неповрежденного участка трубопровода 1, насосом 4 подают одновременно во вспомогательный кольцевой эжектор б, установленный на байпасном участке 12 при закрытом кране 2 и открытом кране 9 и основной жидкостной эжектор 5. При этом из поврежденного участка трубопровода 3 за счет эжекции происходит отбор сжиженного углеводородного газа (пассивный поток). Активный поток через насос 4 поступает в основной жидкостной эжектор 5 и кольцевой эжектор 6 и далее дожимным насосом 7 поступает в неповрежденный участок трубопровода. Заполнение перед пуском части байпасного участка 12, смонтированного на отводных линиях И между кранами 9 и 14 производится с использованием вантуза 8 через который предварительно вытесняется воздух.
Для ускорения и эффективности опорожнения участка трубопровода откачка сжиженных углеводородных газов может производиться с начала и конца поврелсденного участка. При этом забор и закачка сжиженных углеводородных газов производится из неповрежденного участка, расположенного с противоположного конца поврежденного участка.
Преимуществом предлагаемого устройства является простота конструкции, возможность оперативного монтажа и ввода в эксплуатацию. Создание и применение подобных устройств будет способствовать уменьшению потерь СУГ и предотвращению загрязнения атмосферы.
