Меню

Система сглаживания волн давления видео

Система сглаживания волн давления

В процессе перекачки нефти и нефтепродуктов неиз­бежны переключения, приводящие к изменению скоро­сти потока. При торможении потока жидкости возни­кают перегрузки по давлению (гидравлический удар). Наибольшие скачки давления возникают при остановке НПС. Нередко они становятся причиной разрушения тру­бопроводов в ослабленных сечениях, В остальных случа­ях (остановка насоса, прикрытий задвижки или дроссель­ной заслонки и т.д.) величина ударного давления меньше, но не менее опасны, так как вызывают циклическое нагружение металла труб, способствующее развитию его малоцикловой усталости. Поэтому необходимо всемерно уменьшать величину ударного давления в линейной части магистральных трубопроводов.

Вследствие простоты конструкции и эксплуатации на магистральных нефтепроводах нашел широкое применение способ автоматического сброса части перетачиваемой нефти в специальный резервуар. В качестве автоматичес­ких устройств для сброса применяются шланговые клапа­ны называемые иногда регуляторами скорости измене­ния волны давления. На рисунке ниже приведена принципиальная схема шлангового клапана «Флекс-Фло» (США).

Шланговый клапан «Флекс-Фдо»

I — входная полjcnm; II — выходная полость; III — полость, заполненная газом; 1 — входной патрубок; 2 — дроссель; 3 — разделительный сосуд; 4 — гильза; 5 — шланг; 6 — выходной патрубок

Он состоит из корпуса с входным и выходнымпатрубками дросселя, разделительного сосуда,гильзы и шланга. Входная и выходная полости клапа­на разделены перегородками в боковыми прорезями, закрытыми цилиндрическим шлангом из бензостойкой резины. Полость I соединена с нефтепроводам на линии всасывания перекачивающей станции, и давление в ней равно давлению подпора. Полость II соединена с резерву­аром для сбрасываемой нефти. Полость III заполнена воз­духом или инертным газом. Полости I и III соединены разделительным сосудом, внутри которого находится эластичная мембрана. В разделительный сосуд из полости I поступает нефть, а из полости III — инертный газ (или воздух).

Клапан работает следующим образом. При установив­шемся режиме перекачки давление в полостях I и III одинаково и равно давлению в нефтепроводе, шланг плотно прилегает к гильзе с прорезями.

При плавном повышении давления во всасывающей линии перекачивающей станции дроссель не оказывает существенного сопротивления нефти, и поэтому давления в полостях I и III успевают своевременно выравниваться, а следовательно, шланговый клапан не открывается. При резком повышении давления в нефтепроводе и соединен­ной с ним полости I (например, при внезапном отключе­нии промежуточной нефтеперекачивающей станции) со­здается разность давлений между полостями I и III, доста­точная для преодоления жесткости шт. При этом шланг отжимается от боковых прорезей, и часть нефти из полости I попадает в полость II, а из нее — в резервуар для сброса. Сброс нефти из трубопровода при срабатыва­нии шлангового клапана обеспечивает существенное га­шение волны повышенного давления, и волна давления распространяется но трубопроводу с небольшой крутиз­ной фронта, благодаря чему на предыдущей станции ус­певает сработать система регулирования давления. В ре­зультате опасного повышения давления не произойдет, и трубопровод плавно перейдет на новый установившийся режим работы с уменьшенным расходом»

Клапаны «Флеке-Фло» позволяют ограничить вели­чину давления при гидроударе, однако не снижают теми роста давления, который может быть недопустимо вы­сок. Поэтому более целесообразно использование систем сглаживания волн давления (ССВД).

Данное устройство (рисунок ниже) состоит из разделитель­ной емкости и элементов гашения гидроудара, в каж­дый из которых входят шланговый клапан «Флеке-Фло» и аккумулирующая емкость, разделенная тонкой рези­новой оболочкой на две изолированные полости. Причем верхняя полость заполнена газом (воздух) и соединяется с газовой полостью клапана «Флеке-Фло», а нижняя запол­нена антифризом (этиленгликоль). Каждая группа систе­мы гашения гидроудара сообщается с разделительной ем­костью через дроссель. В емкости нижняя часть заполнена более тяжелым антифризом, а верхняя — не­фтью, поступающей непосредственно из нефтепровода.

Принципиальная схема системы сглаживания волн давления «АРКРОН-1000»

1 — нефтепровод; 2 — шланговый клапан «Флекс-Фло»; 3 — безнапорная емкость; 4 — разделительная емкость; 5 — аккумулирующая емкость; 6 — дроссель; 7 — трубопровод подачи воздуха; 8 — дренажная линия

Таким образом, газовая полость клапана «Флеке-Фло» в месте его подключения сообщается с полостью нефте­провода через пневмогидросистему, обеспечивающую со­впадение дающий в них при медленном изменении дав­ления в точке подключения емкости к нефтепроводу и запаздывание срабатывания клапана «Флеке-Фло» при быстром росте давления в магистрали.

Эффект запаздывания достигается за счет того, что при повышении давления в нефтепроводе давление в га­зовой полости выравнивается с ним только после того, как в аккумулирующую емкость поступит достаточное количество антифриза, обеспечивающего необходимое сжатие воздуха. Расход, с которым антифриз перетекает в аккумулирующую емкость, определяется проходным сечением дросселя. Уменьшая его, можно увеличивать время запаздывания роста управляющего давления в по­лости III клапана «Флеке-Фло»..

Читайте также:  Сердечный выброс и артериальное давление

По нормам проектирования системы сглаживания изжй давления (ССВД) должны устанавливаться на промежуточных станциях магистральных трубопроводов диаметром 720 мм и выше. Необходимость применения ССВД на трубопроводах меньшего диаметра должна обо­сновываться расчетом.

ССВД должна срабатывать при повышении давления в трубопроводе на величину щ более чем на 0,3 МПа, 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.

ССВД устанавливается, на байпасе приемной линии НПС меле фильтров-грязеуловителей. Диаметр байпасного трубопровода выбирается так, чтобы площадь его сечения была не менее половины площади сечения при­емной линии. Объем резервуаров-сборников для сброса нефти должен быть не менее: 500 м 3 — для нефтепрово­дов диаметром 1220 мм, 400 м 3 — 1030 мм, 200 м 3 — 820 мм, 150 м 3 — 720 мм и менее.

Источник

Системы сглаживания волн давления «Аркрон»

Одна из систем сглаживания волн давления работает на основе шлангового клапана типа «Флекс-Фло» (рис..). Схема работы клапана «Флекс-Фло» приведена на рисунке 5.6.

Гидравлический удар возникает из-за резкого увеличения гидравлического сопротивления, вызванного остановкой насосного агрегата или НПС. Ударная волна распространяется навстречу движения нефти.

При остановке НПС открываются клапаны ССВД , находящейся на этой же НПС, происходит сброс энергии ударной волны в безнапорную ёмкость. В результате этого происходит медленный рост давления в трубопроводе, т.е. ССВД ограничивает скорость нарастания давления в трубопроводе.

Рис. Клапан «Флекс-Фло»

2 – крышка; 3 – сердечник; 4 – корпус; 12 – эластичная камера

Принцип работы ССВД : при остановке НПС давление внутри сердечника клапана резко повышается, а давление в камере, над резиновым «чулком», из-за наличия дроссельного клапана и воздушного мешка в аккумуляторе будет повышаться медленно. В результате этого «чулок» открывает щели сердечника и происходит сброс нефти в безнапорную ёмкость.

Сброс происходит до тех пор, пока давление в воздушной камере, над «чулком» не сравняется с давлением в трубопроводе и резиновый «чулок» плотно закрывает щели сердечника. Обратный клапан необходим для сброса давления в воздушной камере, минуя дроссельный клапан при снижении давления в трубопроводе.

Рисунок 5.6 – Схема работы клапана «Флекс-Фло»

Скорость нарастания давления, а, следовательно, и время открытия клапана определяется степенью открытия дроссельного клапана.

Дроссель настраивается таким образом, чтобы время нарастания давления на приёме НПС при остановке агрегата составляло от 60 до 90 секунд.

Для трубопровода диаметром DN 1200 ССВД состоит из шести клапанов
«Флекс-Фло», шести аккумуляторов ёмкостью 150 л, двух дроссельных и обратных клапанов (по одному на три клапана), разделительного бака ёмкостью 1000 л, шарового крана.

Минимальное количество работающих клапанов для трубопровода номинальным диаметром DN 1200 составляет 4 шт.

Рис. Технологическая схема системы сглаживания волн давления «Аркрон»

СИСТЕМА ДРЕНАЖА, СБОРА И ОТКАЧКИ УТЕЧЕК

Система дренажа должна быть предназначена для освобождения технологического оборудования от нефти. Освобождение технологического оборудования от нефти производится путем открытия дренажных задвижек.

Система сбора утечек должна быть предназначена для отвода утечек нефти из оборудования. Сбор утечек и дренаж технологического оборудования должен осуществляться по отдельным трубопроводам в подземные горизонтальные дренажные емкости (резервуары-сборники).

Объем резервуаров-сборников при магистральной насосной (для НПС с РП и промежуточных НПС, не оборудованных системой ССВД) должна быть на нефтепроводе от DN 700 до DN 1200 – не менее 80 м 3 (две емкости по 40 м 3 ), на нефтепроводе менее DN 700 – не менее 40 м 3 (две емкости по 20 м 3 ).

Опорожнение резервуаров-сборников должно выполняться электронасосными агрегатами во взрывозащищенном исполнении.

Насосные агрегаты откачки нефти из емкостей аварийного сброса и емкостей сбора утечек нефти и дренажа НПС должны быть полупогружными.

Трубопроводы дренажа и сбора утечек из насосных агрегатов должны оборудоваться узлом пропарки.

Трубопроводы дренажной системы должны использоваться для заполнения и опрессовки магистральных насосов и ФГУ.

По всей протяженности трубопроводов дренажа и сбора утечек должен быть обеспечен постоянный уклон в сторону дренажной емкости (резервуара) не менее 0,002.

Во всех производственных помещениях для обеспечения метрологических условий и взрывобезопасности воздушной среды должны быть предусмотрены системы приточно-вытяжной вентиляции с механическим, естественным побуждением или смешанная.

Требуемый по условиям обеспечения взрывопожарной безопасности расход наружного приточного воздуха и кратность следует определять расчетом.

Подачу приточного воздуха в производственные помещения с выделением тепла, газов и паров осуществлять в рабочую зону рассредоточено. Приточная вентиляция должна предусматриваться с резервной установкой. Удаление воздуха системами общеобменной вентиляции предусматривать от источников или зон и уровней наибольшего загрязнения воздуха в помещениях.

Читайте также:  Как понизить верхнее и нижнее давление лекарства

Для помещений объемом до 300 м 3 категории А и Б следует предусматривать общеобменную вытяжную вентиляцию с естественным побуждением рассчитанную на однократный воздухообмен.

Для помещений объемом более 300 м 3 категории А и Б следует предусматривать естественную, рассчитанную на однократный воздухообмен, и механическую общеобменную вытяжную вентиляцию периодического действия, рассчитанную на 8-ми кратный воздухообмен (по высоте до 6 м).

Включение общеобменной механической вытяжной вентиляции должно осуществляться автоматически по сигналу газоанализатора при достижении концентрации взрывоопасных паров и газов, превышающей 10% НКПРП, дистанционно и вручную у основного входа в помещение.

Общеобменная вытяжная вентиляция должна иметь резервный вентилятор, обеспечивающий при совместной работе с основным вентилятором расход воздуха, необходимый для аварийной вентиляции.

Вытяжную вентиляцию следует проектировать:

для нефти без сернистых соединений — естественную из верхней зоны через дефлекторы;

для сернистой нефти естественную из верхней зоны и механическую из нижней зоны. Приемные отверстия для удаления воздуха системами механической вытяжной вентиляции следует размещать в рабочей зоне не выше 0,3 м от пола до низа отверстий.

Для помещений категории А и Б, а также помещений, в которых возможно внезапное поступление большого количества горючих газов, паров, следует предусматривать аварийную вентиляцию, учитывая несовместимость по времени аварии технологического и вентиляционного оборудования.

Расход воздуха для аварийной вентиляции следует принимать не менее восьмикратного воздухообмена час по полному объему помещения.

Включение аварийной вытяжной вентиляции должно осуществляться автоматически по сигналу газоанализатора при достижении концентрации взрывоопасных паров и газов, превышающей 30% НКПРП или при сохранении уровня, превышающего 10% НКПРП более 10 минут, дистанционно и вручную у основного входа в помещение.

Вытяжные вентиляторы, применяемые в системе вентиляции помещений категории А, Б, В, должны быть выполнены во взрыво и искро- безопасном исполнении. Оборудование систем приточной вентиляции, обслуживающее взрывоопасные помещения, принимается в нормальном исполнении с обязательной установкой на воздуховодах при выходе из вентиляционной камеры взрывозащищенных обратных клапанов.

Рис. Приточная вентиляция

Рис. Общеобменная вытяжная вентиляция

Рис. Аварийная вентиляция

Рис. Системы приточно-вытяжной и аварийной вентиляции

СИСТЕМЫ ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ЗАЩИТЫ

Закрытые помещения НПС (основных и подпорных насосов, камеры регулирования давления и задвижек, блоков гашения ударной волны и маслосистем), РП подлежат защите стационарными средствами автоматического пожаротушения.

Принцип тушения возникшего пожара заключается в изоляции поверхности горючей жидкости от кислорода воздуха. По этому принципу построены газовые и пенные системы пожаротушения.

Принцип работы газовой системы тушения пожара заключаются в том, что при пожаре помещение заполняется инертным газом, вытесняя кислород. Газовые системы используется при тушении пожара в закрытых электрораспределительных устройств.

На НПС должны предусматриваться следующие системы пенного пожаротушения и водяного охлаждения:

а) для закрытых зданий и сооружений – автоматические системы тушения пожаров высокократной пеной (АСТВ) или автоматические системы газового пожаротушения в соответствии с таблицей 18.1;

В настоящее время используется также автоматическое пенное пожаротушение с применением воздушно-механической пены средней кратности от 20 до 200 (кратность – это отношение объёма пенообразователя к объёму полученной пены).

б) для резервуаров для хранения нефти типа РВС – автоматические системы подслойного пожаротушения, автоматические системы водяного охлаждения;

в) для резервуаров для хранения нефти типа РВСП, РВСПК, РВСПА – автоматические системы комбинированного пожаротушения, автоматические системы водяного охлаждения;

д) для открытых технологических площадок – автоматические системы тушения пожаров низкократной пеной;

Здания и сооружения НПС должны быть оборудованы системами автоматического пожаротушения и водяного охлаждения, внутренним и наружным противопожарным водопроводом, системой автоматической пожарной сигнализации и системой оповещения и управления эвакуацией

Таблица 18.1 – Условия, определяющие необходимость оборудования объектов АСТВ

№ п/п Наименование объекта Условия, определяющие необходимость оборудования объекта АСТВ
Магистральная, подпорная НС, расположенные в здании (помещении). Независимо от площади помещения
Блок (камеры) регуляторов давления, расположенные в здании (помещении). При SПОМ > 300 м 2
Блок ССВД, расположенные в здании (помещении). При SПОМ > 300 м 2
Здание (помещение) маслосистемы. При SПОМ > 1000 м 2
Камеры, узлы управления задвижек, расположенные в помещении. Категории А и Б по взрывопожарной опасности при SПОМ > 300 м 2
Система измерений количества и показателей качества нефти, расположенная в здании (помещении). При SПОМ >300 м 2

Для образования воздушно-механической пены используют пенообразователи ПО-1, ПО-6, ПО-11. В последнее время широкое распространение получил пенообразователь ПО-6К (6 %-ной концентрации).

Читайте также:  Коллоидно осмотическое давление значение

Пенообразователь представляет собой жидкость темно-коричневого цвета без осадка и посторонних включений. Рабочий раствор пенообразователя получают путём смешивания пенообразователя (ПО-6К, 6 %-ной концентрации) с водой (94 % воды).

В зависимости от способа приготовления пенного раствора на НПС используется два вида систем пожаротушения:

— система пожаротушения с использованием предварительно приготовленного пенного рабочего раствора;

— система пожаротушения, где приготовление пенного раствора происходит с помощью пеносмесителей (эжектора, бака дозатора) в момент тушения пожара.

На резервуарах используется высокоэффективная система подслойного пожаротушения. Система подслойного тушения пожаров в резервуарах состоит из трубопроводов, введенных в полость резервуара. На них смонтированы: нормально открытая задвижка, предохранительная разрывная мембрана, обратный клапан и высоконапорный пеногенератор, соединенный с автоматической системой пожаротушения, либо с пожарной автоцистерной , имеющей емкости с водой, фторсинтетическим пенообразователем и насос со смесителем.

В качестве тушащего средства применяется пленкообразующий фторсинтетический пенообразователь. Он представляет собой пенное средство пожаротушения по удельному весу легче нефти. Пена при прохождении через слой легковоспламеняющуюся жидкости образует на поверхности газонепроницаемую пленку, обладает высокой поверхностной активностью и способностью к самовосстановлению в случае разрыва. Такие свойства обеспечивают условия быстрой ликвидации пожара и исключают возможность повторного возгорания.

Рисунок 5.7 – Схема работы системы подслойного пожаротушения

1 – патрубок; 2 – обратный клапан; 3 – предохранительная разрывная мембрана; 4 –задвижка

Прокладка технологических трубопроводов должна предусматриваться подземная, за исключением следующих участков:

б) обвязки узла регулирования давления;

в) обвязки узла с предохранительными устройствами;

г) обвязки блока ССВД;

д) приемо-раздаточные патрубки резервуаров;

е) технологические трубопроводы СИКН;

ж) обвязка насосов откачки утечек;

и) обвязка подпорных насосных агрегатов.

Диаметры технологических трубопроводов НПС с РП и НПС без РП должны приниматься равными диаметру магистрального нефтепровода.

Расчет технологических трубопроводов на прочность выполняется в соответствии с расчетами на прочность нефтепровода по РД «Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования».

В зависимости от рабочего (номинального) давления технологические трубопроводы подразделяются на категории в соответствии с таблицами 8.6 – 8.9.

Таблица 8.6 – Категории технологических трубопроводов НПС с РП с давлением на выходе НПС 6,3 МПа

№ п/п Категория Рабочее давление, МПа Технологические трубопроводы
Р1 4,0 Трубопровод от узла пуска-приема (пропуска) СОД до ФГУ.
Р2 7,5 Трубопровод от магистральной насосной станции до узла регулирования давления. Трубопроводы обвязки магистральной насосной станции. Трубопроводы обвязки узла регулирования давления.
Р3 1,6 Дренажные трубопроводы от ФГГ, подпорной насосной, магистральной насосной станции, узла регулирования давления до емкости для сбора утечек нефти и дренажа. Трубопровод от ФГГ до узла с предохранительными устройствами №1. Трубопровод от узлов с предохранительными устройствами №1 и №2 до резервуаров аварийного сброса нефти. Трубопровод от узла с предохранительными устройствами №1 до РП. Трубопровод от РП до входного патрубка подпорных насосов. Трубопроводы обвязки узла с предохранительными устройствами № 1. Трубопровод от нагнетательной линии полупогружных электронасосных агрегатов емкости для сбора утечек нефти и дренажа к резервуарам для хранения топлива для котельной. Трубопровод от нагнетательной линии полупогружных насосных агрегатов дренажной емкости до РП, подпорной насосной. Трубопровод от автоматизированной задвижки аварийного сброса, устанавливаемой перед узлом подключения станции, к резервуарам аварийного сброса.
Р4 6,3 Трубопровод от узла регуляторов давления до узла пуска-приема (пропуска) СОД.
Р5 2,5 Трубопровод от подпорной насосной до магистральной насосной станции. Трубопроводы обвязки подпорной насосной от выходного патрубка насосов. Трубопроводы обвязки узла с предохранительными устройствами № 2.

Таблица 8.8 – Категории технологических трубопроводов НПС без РП с давлением на выходе НПС 6,3 МПа

№ п/п Категория Рабочее давление, МПа Технологические трубопроводы
Р1 4,0; 6,3* Трубопровод от узла пуска-приема (пропуска) СОД до ФГГ. Трубопровод от ФГГ до магистральной насосной станции. Трубопроводы блока ССВД. Трубопровод от нагнетательной линии полупогружных насосных агрегатов дренажной емкости к топливным емкостям котельной. Трубопровод от нагнетательной линии полупогружных насосных агрегатов дренажной емкости до приемного коллектора.
Р2 7,5 Трубопровод от магистральной насосной станции до узла регулирования давления. Трубопроводы обвязки магистральной насосной станции. Трубопроводы обвязки узла регулирования давления.
Р3 1,6 Дренажные трубопроводы от ФГГ, магистральной насосной станции, от блока ССВД до резервуаров-сборников.
Р4 6,3 Трубопровод от узла регуляторов давления до узла пуска-приема (пропуска) СОД.
* В зависимости от проходящего давления.

ЗАПОРНАЯ АРМАТУРА И ОБРАТНЫЕ ЗАТВОРЫ

Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.015 сек.)

Источник

Adblock
detector