АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ДАВЛЕНИЯ НЕФТИ В МАГИСТРАЛЬНОМ ТРУБОПРОВОДЕ. Давление в трубопроводах нефти


АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ДАВЛЕНИЯ НЕФТИ В МАГИСТРАЛЬНОМ ТРУБОПРОВОДЕ | Опубликовать статью РИНЦ

Громаков Е. И.1, Стариков Д. П.2, Рыбаков Е. А.2

1Кандидат технических наук, 2Студент, Национальный исследовательский томский политехнический университет

Работа выполнена при поддержке гранта РФФИ №14-07-00325

АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ДАВЛЕНИЯ НЕФТИ В МАГИСТРАЛЬНОМ ТРУБОПРОВОДЕ

Аннотация

Ставится и решается задача снижения потребления электрической энергии частотно-регулируемым магистральным насосным агрегатом подачи нефти в переходных процессах системы автоматического регулирования давления. Для решения этой задачи предлагается использовать в дополнение к регулированию скорости вращения насоса основную и быструю дроссельные заслонки на трубопроводе. Модельные исследования подтверждают перспективность применения предложенной схемы САРД.

Ключевые слова: магистральный насос (МНА), система автоматического регулирования давления (САРД), дроссельная заслонка, байпас-контур.

Gromakov E. I.1, Starikov D. P.2, Rybakov E. A.2

1Candidate of Technical Sciences, 2Student, National Research Tomsk Polytechnic University

AUTOMATIC OIL PRESSURE REGULATION IN MAIN PIPELINE

Abstract

The problem of energy consumption of a VFD-pump is being formulated and being solved in the article during automatic pressure control in a pipeline. To solve that problem the additional valve usage is being proposed. Model researches prove the prospect of proposed scheme of APCS.

Keywords: Main pump, automatic control system, throttle valve, bypass.

Магистральные насосные агрегаты (МНА) представляют собой сложные технические сооружения и играют ключевую роль в трубопроводном транспорте нефти. Одни из них предназначены для подачи нефти из подпорных насосов в магистральный нефтепровод, другие служат для восполнения энергетических потерь в магистральном нефтепроводе, а также для обеспечения гидродинамического разделения магистралей на заданные проектом участки с целью облегчения перекачки и локализации гидроударных эффектов в магистральном нефтепроводе.

Для обеспечения необходимого эксплуатационного режима работы магистральные насосные станции включают в себя последовательно соединенные насосы, МНА с высоким потреблением электрической энергии.

Центральной проблемой перекачки нефти является поддержание устанавливаемого нормативными требованиями давления. В последнее время сложилась практика, при которой регулирование давления и подача нефти в нефтепровод осуществляется за счет изменений скорости вращения насоса двигателя.

Целью данной работы является совершенствование системы автоматического регулирования давления (САРД) в магистральном нефтепроводе, позволяющее снизить расход электрической энергии частотно-регулируемого МНА  в динамических режимах стабилизации давления.

Мощность, потребляемая насосом, которая может достигать мегаватт потребления электрической энергии, зависит от объемов подачи нефти по нефтепроводу Q и установленного напора H:

   (1)

где:

g и n – соответственно ускорение свободного падения и плотность нефти;

 – соответственно к.п.д. насоса, устройств электрического питания, преобразователя частоты.

В сравнительных расчетах потребления энергии в частотно-регулируемых МНА рассматриваются, или установившиеся режимы работы, или режимы их пуска и не учитывается, что, если насос находится в контуре автоматического регулирования САРД, то в переходных режимах этого контура электропривод будет потреблять энергию на преодоление инерционного сопротивления, связанного с большими маховыми моментами на валу двигателя.

При плохом качестве регулирования (большой колебательности САРД и значительной величине ее перерегулирования) эти потери  могут быть значительными [1].

Это следует из уравнения движения насосного агрегата:

  (2)

где:

– маховый момент насоса;

 – момент, развиваемый приводом насоса;

ns – синхронная скорость вращения;

I – приведенный ток ротора;

R– приведенное активное сопротивление ротора;

s – скольжение;

Mс – момент сопротивления на валу электропривода.

Из приведенного уравнения следует, что инерционные потери, связанные с непрерывным разгоном или торможением насоса в САРД с использованием частотно-регулируемого привода, оказываются пропорциональными маховому моменту насоса и ротора привода и ускорениям их в период переходного процесса.

Дроссельный принцип регулирования по этому показателю представляется сравнительно лучшим [2]. Из-за небольшой инерционности привода задвижек электрические потери в динамике переходного процесса позиционного перемещения регулирующего дроссельного органа оказываются меньшими по сравнению с насосным агрегатом.

Вот почему заманчивым решением задачи регулирования давления является использование комбинированной САРД, которая включала бы в себя и частотное регулирование МНА, и позиционное регулирование задвижкой. В такой схеме дроссельное исполнительного устройства, могло бы взять на себя динамическое противодействие высокочастотным составляющим возмущений давления в трубопроводе, а частотно-регулируемый привод МНА – низкочастотным составляющим.

Однако в сложившейся практике дроссельного регулирования используются низкоскоростные приводы и с учетом того, что электромеханическая постоянная времени привода МНА оказывается значительно меньшей по сравнению с дроссельным устройством, то для предлагаемого комбинированного регулирования САРД следует использовать дополнительное  более быстродействующее исполнительное устройство. Таким устройством может быть дроссельная задвижка байпасного обводного трубопровода (ДБОТ), меньшего, чем основной, диаметра. Его назначение – обеспечить регулируемый быстрый перепуск транспортируемой нефти мимо основного трубопровод в небольших пределах, достаточных для противодействия «быстрым возмущениям».

Одновременно инерционность контура регулирования подачи насоса следует увеличить, чтобы обеспечить плавное изменение скорости насоса и тем самым снизить инерционное противодействие маховых составляющих МНА [3]. Это можно достичь путем использования низкочастотного фильтра в контуре управления насосного агрегата. Если в качестве фильтра использовать апериодическое звено вида

  (3)

Где kф – коэффициент прямой передачи фильтра, а Tф – его постоянная времени). При выборе большого значения постоянной времени фильтра в контуре насоса можно алгоритмически обеспечить плавное изменение скорости вращения насоса. При этом, естественно, снизятся токи потребления приводом, вызванные  изменениями подачи нефти и тем самым уменьшатся динамические потери электроэнергии.

Таким образом, в предлагаемой схеме САРД контур регулирования положением задвижки байпасного трубопровода будет обеспечивать подавление высоких частот динамики возмущений в магистральном трубопроводе, что обеспечит высвобождение контура регулирования подачи насоса от непосредственного динамического противодействия высокочастотным возмущениям давления в трубопроводе. При этом задачей контура регулирования подачи насоса будет являться противодействие низкочастотным составляющим возмущения. Важным является также решение этим контуром задачи максимального открытия выходной задвижки основного трубопровода в установившихся или квазиустановившихся режимах прокачки нефти.

Типовая схема системы НПС-трубопровод изображена на (Рис. 1).

Рис. 1 – Типовая модель

 

Предлагаемая схема САРД показана на (Рис. 2).

 

Рис. 2 – Структура управления давлением

 

Здесь контуры регулирования PID1+ПН, PID2+ПОЗ и PID3+ПБЗ соответствуют частотно регулируемым приводам (ЧРП) подачи нефти насосом, основной и байпасной задвижек трубопровода. Параметры этих контуров регулирования подбираются так, что при высокочастотном возмущении контур стабилизации давления задвижкой байпаса берет на себя начальное противодействие возмущению, а контур регулирования насосом медленно изменяет подачу нефти, возвращая в установившемся режиме возможное перемещение основной задвижки в состояние открытия, а байпасной в состояние закрытия. Это обеспечивается за счет использования автоматических контуров восстановления процента закрытия задвижек, соответствующих уставкам процентов открытия байпасной и основной задвижек (%#0,1 и %#0,9). Модель трубы описывается квадратичной зависимостью давления в трубопроводе от величины подачи МНА, а (Hdp , Qdp) является рабочей точкой подачи нефти в нефтепровод насосом (Рис. 3).

Рис. 3 – Рабочая точка насосного агрегата

 

Для оценки работоспособности предлагаемой схемы САРД были выполнены модельные исследования в MatLAB Simulink. Структурная схема модели изображена на (Рис. 4).

Рис. 4 – Структурная схема САРД

 

Модельные исследования показали, что все 3 контура в установившемся состоянии вносят пропорциональный (симметричный) вклад в формирование величины напора в трубе. Поэтому для реализации задуманной идеи было решено внести ассиметрию в работу контуров регулирования (Рис.5).

В модели САРД (Рис. 5) приняты следующие решения:

  1. Динамика САРД описывается вблизи рабочей точки МНА (Qdp, Pdp).
  2. Все контуры регулирования реализуются с использованием ПИД-регуляторов пакета Matlab.
  3. Ограничение скорости перемещения задвижек устанавливается Rate Limier.
  4. PID задвижек представляют собой объединение интегрирующих звеньев, описывающих изменение положения задвижек и пропорционально дифференцирующих алгоритмов управления ЧРП их приводом.
  5. Ограничение подачи нефти насоса устанавливается верхним пределом скорости вращения его привода вблизи рабочей точки.
  6. Ограничения положений приводов заслонок устанавливаются моментными ограничителями приводов.
  7. Ассиметрия работы контуров дроссельного управления приводами задвижек реализуется за счет использования сигнала неполного открытия основной задвижки в контуре байпасной задвижки
  8. Возмущения в виде ступенчатой (0 – 3 МПа) на 4000 сек и пилообразной функций (0 – 2 МПа) на 5000 сек формируются на участке временного интервала установившегося режима работы САРД.

 

Рис. 5 – Модель САРД

 

Графики  переходного процесса в момент возникновения возмущений и их отработка САРД при помощи двух задвижек и насоса приведены на (Рис. 6)

Рис. 6 –  Динамика контуров регулирования

 

Из полученных диаграмм (1-4) следует, что в процессе начального разгона основная задвижка полностью открывается (%открытия, степень открытия = 1) и выходное давление устанавливается равным заданному. Задвижка байпасной трубы занимает положение близкое к состоянию закрытия. Контур автоматического регулирования подачи нефти насосом стремится обеспечить заданное давление за счет максимальной подачи нефти насосом. Возмущение ступенчатого типа вызывает динамику всех контуров САРД. При этом контур насосного агрегата стремится обеспечить максимальное открытие основной задвижки за счет соответствующего изменения подачи нефти насосом. На ступенчатое изменение давления наиболее динамично реагирует байпасная задвижка, которая стремится максимально быстро открыться в начальный момент времени, а затем она прикрывается за счет изменения подачи нефти насосом. Возмущение пилообразной формы с периодом следования 200 сек практически мало влияют на изменение подачи нефти насосом. Это позволяет заключить, что насос не участвует коррекции быстрых динамических возмущений давления в трубопроводе и тем самым не расходуется электрическая энергия на инерционную динамику

Вывод

Предложена схема САРД потока нефти, которая включает в себя основную и быструю дроссельные заслонки. Она обеспечивает противодействие как быстрым, так и медленным возмущениям давления в магистральном нефтепроводе.

Снижение расхода электрической энергии частотно-регулируемого МНА в динамических режимах стабилизации давления достигается за счет реализации плавного изменения скорости вращения насоса благодаря медленной перестройки частоты питающего напряжения его электропривода.

Контур регулирования подачи нефти насосом позволяет непрерывно отслеживать соответствующую рабочую точку статического режима.

Контуры восстановления процента закрытия задвижек, соответствующих установленным уставкам процентов открытия, обеспечивают открытие основного трубопровода и необходимое прикрытие байпасного после завершения переходного процесса.

Выполненные в процессе модельных исследований различные параметрические перенастройки показывают легкость настройки САРД на переходные режимы работы с различными показателями качества регулирования.

Литература

  1. Стариков Д.П., Рыбаков Е.А., Громаков Е.И. Minimization of pump energy losses in dynamic automatic control of pressure in the main oil pipeline// FCICS-2014, Пекин, (2014)
  2. Carlos A. Smith, Principles and Practice of Automatic Process Control 2nd edition John Wiley & Sons, Inc., 563 p., (2006)
  3. Charles L. Phillips, John M. Parr Feedback Control Systems. 5th edition Prentice Hall PTR, 774 p., (2011)
  4. Harnefors L. H-P- Nee Model-Based Current Control of AC Machines Using the Internal Control Model Method IEEE Transactions on Industry Applications, Vol 34, No 1, January/ February, pp. 133-141, (1998)
  5. Jean Pierre Corriou, Process Control: Theory and applications, Springer, (2004)
  6. Ma Z and Wang S, Energy efficient control of variable speed pumps in complex building central air-conditioning systems, Energy and Buildings, Vol.41, pp.197-205, (2009)

References

  1. Starikov D.P., Rybakov E.A., Gromakov E.I. Minimization of pump energy losses in dynamic automatic control of pressure in the main oil pipeline// FCICS-2014, Beijing, (2014)
  2. Carlos A. Smith, Principles and Practice of Automatic Process Control 2nd edition John Wiley & Sons, Inc., 563 p., (2006)
  3. Charles L. Phillips, John M. Parr Feedback Control Systems. 5th edition Prentice Hall PTR, 774 p., (2011)
  4. Harnefors L. H-P- Nee Model-Based Current Control of AC Machines Using the Internal Control Model Method IEEE Transactions on Industry Applications, Vol 34, No 1, January/ February, pp. 133-141, (1998)
  5. Jean Pierre Corriou, Process Control: Theory and applications, Springer, (2004)
  6. Ma Z and Wang S, Energy efficient control of variable speed pumps in complex building central air-conditioning systems, Energy and Buildings, Vol.41, pp.197-205, (2009)

research-journal.org

Нефтепровод магистральный

НЕФТЕПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ (а. oil main, oil main pipeline; н. Erdolleitung; ф. pipe-line principal а huile, oleoduc principal; и. oleoducto magistral, oleoducto principal) — комплекс сооружений для транспортирования нефти от пункта добычи к потребителям (нефтеперерабатывающему заводу или перевалочным нефтебазам). Нефтепровод магистральный сооружается из стальных труб диаметром до 1220 мм на рабочее давление от 5,5 до 6,4 МПа, пропускная способность до 90 млн. т нефти в год. Нефтепровод магистральный прокладываются подземным, надземным и наземным способами (см. Подземный трубопровод, Надземный трубопровод, Наземный трубопровод) и защищаются от коррозии нанесением изоляционных покрытий, а также с помощью катодной и дренажной защиты (см. Дренажная защита трубопровода, Катодная защита).

В состав нефтепровода магистрального входят трубопроводы, линейная арматура, головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции, линейные и вспомогательные сооружения. Нефтеперекачивающие станции предназначены для повышения давления нефти при её транспортировке и устанавливаются по трассе нефтепровода магистрального через 80-120 км в соответствии с гидравлическим расчётом (см. Головная нефтеперекачивающая станция, Насосные станции). Нефтепроводы магистральные большой протяжённости состоят из нескольких эксплуатационных участков, каждый из которых включает 4-8 нефтеперекачивающих станций. На головной нефтеперекачивающей станции, а также в начале каждого эксплуатационного участка располагаются промежуточные резервуары (для обеспечения бесперебойной работы трубопровода). Перекачка нефти в пределах участка ведётся от насосов предыдущей нефтеперекачивающей станции непосредственно к насосам последующей, а между эксплуатационных участками — с подключением резервуаров. Кроме того, в начале нефтепровода магистрального и на его конечном пункте сооружаются резервуарные парки.

На нефтеперекачивающих станциях устанавливают основные, как правило, центробежные насосы (см. Насос магистральный), а на головных нефтеперекачивающих станциях — дополнительно подпорные насосы (для создания требуемого напора нефти, поступающей из резервуаров перед основными насосами). Нефтепроводы магистральные для перекачки высоковязких и парафинистых нефтей, как правило, оборудуются устройствами для подогрева нефти, которые находятся на нефтеперекачивающих станциях и на пунктах подогрева, располагаемых на трассе в соответствии с тепловым расчётом нефтепровода. Подогрев нефти на последних производится в теплообменниках или в печах, работающих на жидком или газообразном топливе. При необходимости транспортировки больших количеств нефти сооружаются многониточные системы нефтепроводов, состоящие из 2 и более параллельных линий. Управление режимами работы нефтепровода магистрального осуществляется при помощи автоматизированных систем, включающих диспетчерские пункты, системы телемеханики и ЭВМ.

www.mining-enc.ru

Как устроены магистральные транспортные трубопроводы. Магистральные нефтепроводы



Нефтепровод магистральный

(a. oil main, oil main pipeline; н. Erdolleitung; ф. pipe-line principal а huile, oleoduc principal; и. oleoducto magistral, oleoducto principal ) - сооружений для транспортирования нефти от пункта добычи к потребителям (нефтеперерабат. з-ду или перевалочным нефтебазам). H. м. сооружается из стальных труб диаметром до 1220 мм на рабочее давление от 5,5 до 6,4 МПa, пропускная способность до 90 млн. т нефти в год. H. м. прокладываются подземным, надземным и наземным способами (см. Подземный трубопровод, Надземный трубопровод , Наземный трубопровод) и защищаются от коррозии нанесением Изоляционных покрытий, a также c помощью катодной и дренажной защиты (см. Дренажная защита трубопровода, Катодная защита). B состав H. м. входят трубопроводы, линейная арматура, головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции, линейные и вспомогат. сооружения. Нефтеперекачивающие станции предназначены для повышения давления нефти при её транспортировке и устанавливаются по трассе H. м. через 80-120 км в соответствии c гидравлич. расчётом (см. Головная нефтеперекачивающая станция, Насосная станция). H. м. большой протяжённости состоят из неск. эксплуатац. участков, каждый из к-рых включает 4-8 нефтеперекачивающих станций. Ha головной нефтеперекачивающей станции, a также в начале каждого эксплуатац. участка располагаются промежуточные резервуары (для обеспечения бесперебойной работы трубопровода). Перекачка нефти в пределах участка ведётся от насосов предыдущей нефтеперекачивающей станции непосредственно к насосам последующей, a между эксплуатац. участками - c подключением резервуаров. Кроме того, в начале H. м. и на его конечном пункте сооружаются резервуарные парки. Ha нефтеперекачивающих станциях устанавливают основные, как правило, центробежные насосы (см. Насос магистральный), a на головных нефтеперекачивающих станциях - дополнительно подпорные насосы (для создания требуемого напора нефти, поступающей из резервуаров перед основными насосами). H. м. для перекачки высоковязких и парафинистых нефтей, как правило, оборудуются устройствами для подогрева нефти, к-рые находятся на нефтеперекачивающих станциях и на пунктах подогрева, располагаемых на трассе в соответствии c тепловым расчётом нефтепровода. на последних производится в теплообменниках или в печах, работающих на жидком или газообразном топливе. При необходимости транспортировки больших количеств нефти сооружаются многониточные системы нефтепроводов, состоящие из 2 и более параллельных линий. Управление режимами работы H. м. осуществляется при помощи автоматизир. систем, включающих диспетчерские пункты, системы телемеханики и . Литература : нефти и газа, M., 1978. B. A. Юфин.

Горная энциклопедия. - М.: Советская энциклопедия . Под редакцией Е. А. Козловского . 1984-1991 .

Смотреть что такое "Нефтепровод магистральный" в других словарях:

    нефтепровод магистральный - МН Инженерное сооружение, состоящее из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и связанных с ними насосных станций, хранилищ нефти и других технологических объектов, обеспечивающих транспортировку, приемку, сдачу нефти… …

    Нефтепровод магистральный - oil trunk pipeline Комплекс сооружений для транспортирования нефти от пункта добычи к потребителям (нефтеперерабатывающему заводу или перевалочным нефтебазам). Сооружается из стальных труб диаметром до 1220 мм на рабочее давление от 5.5 до 6.4… …

    ОСТ 39-139-81: Нефтепровод магистральный. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов. Порядок рекультивации земель - Терминология ОСТ 39 139 81: Нефтепровод магистральный. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов. Порядок рекультивации земель: 7. Биологический этап рекультивации или биологическая рекультивация По ГОСТ 17.5.1.01 78 Определения термина из… …

    См. Нефтепровод магистральный. Горная энциклопедия. М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984 1991 … Геологическая энциклопедия

    магистральный нефтепровод - 3.5 магистральный нефтепровод: Инженерное сооружение, состоящее из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и связанных с ними насосных станций, хранилищ нефти и других технологических объектов, обеспечивающих транспортировку,… … Словарь-справочник термино

gkyzyl.ru

Давление в трубопроводах - Справочник химика 21

    Например, для факельных труб диаметром 400, 600 и 800 мм расход продувочного газа (метана) соответственно составляет 400, 900 и 1600 м /ч. Однако такие расходы продувочного газа нельзя считать оптимальными, так как они могут изменяться в широких пределах в зависимости от количества сбрасываемого на сжигание газа, скорости ветра у открытого конца факельной трубы и т. д. Поэтому необходимо разработать средства автоматического регулирования скорости газов в факельных трубопроводах путем изменения подачи продувочного газа с учетом количества сбрасываемых газов и ветровых нагрузок, нарушающих стабильный режим факельной установки. Следует помнить, что даже при больших рас.ходах продувочного газа не всегда обеспечивается избыточное давление в трубопроводах факельной системы, а это может привести к аварии. Поэтому следует принимать меры по значительному сокращению расхода продувочного газа и созданию избыточного давления в факельной системе. Скорость диффузии кислорода воздуха в трубу значительно снижается при установке на факельном стволе молекулярного затвора (лабиринтного уплотнения). Молекулярные затворы эффективно замедляют проникновение воздуха в факельную трубу и предупреждают образование взрывоопасных газовоздушных смесей при низких скоростях продувочного газа. Применение лабиринтных уплотнений позволяет снизить расход продувочного газа в 10 раз, что дает возможность реально без значительных затрат предотвратить проникновение воздуха в факельную трубу и обеспечить безопасность при эксплуатации системы сжигания газа. Молекулярный затвор может предохранять также от попадания в ствол пламени, если он смонтирован под факельной горелкой. В таком затворе подпорный газ [c.218]     Принципиальная схема обычной одноступенчатой аммиачной холодильной установки показана на рис. Х1П-1,а, а изображение ее цикла на диаграмме р — I—ма рис. ХП1-1,б. Циклы строят, исходя из предположения, что процессы кипения и конденсации протекают при неизменных давлениях и температурах, сжатие пара осуществляется по адиабате, дросселирование происходит в дроссельном вентиле по изоэнтальпе, а давления в трубопроводах не изменяются. [c.777]

    Скорость газа или жидкости можно определить по величине их динамического давления в трубопроводе, пользуясь формулой [c.17]

    Среднее значение давления в трубопроводе с достаточной точностью [c.176]

    Толщину стенок труб определяют в зависимости от максимально возможного избыточного давления в трубопроводе. При эксплуатации толщина стенок труб вследствие кор роз и,он ного и эрозионного износа уменьшается, что может привести к разрыву трубопровода. [c.67]

    Особенностью трубопроводного транспорта сжиженных газов является зависимость транспортируемой среды от характера изменения давления и температуры по длине трубопровода. Если давление в трубопроводе упадет ниже давления насыщения сжиженного газа при данной температуре, то жидкость закипит, и образующаяся паровая фаза заполнит часть живого сечения трубопровода. Это приведет к резкому снижению пропускной способности трубопровода. Для надежной работы следует принимать минимальное значение давления в трубопроводе на 0,6— 0,7 МПа больше давления насыщения продукта. [c.112]

    Перепады давления в трубопроводе возрастают с увеличением расхода твердого материала, причем для расходов [c.596]

    Диаметры паропровода и конденсационного трубопровода определяются расходом пара ВОТ и рабо Ч им давлением. На основе этих данных и расчета потерь давления в трубопроводе и арматуре определяются внутренние диаметры трубопроводов. [c.315]

    Масло нагревается в трубчатой печи и подается в греющую рубашку или трубчатку теплопотребляющего аппарата, где, охлаждаясь, отдает свое тепло нагреваемому сырью. Охлажденное масло забирается циркуляционным насосом и вновь направляется 3 трубчатую печь. Рабочее давление в системе создается насосом, напор которого определяется величиной потерь давления в трубопроводе и в арматуре. Расширительный сосуд, устанавливаемый на всасе насоса, рассчитывается с учетом температурного расширения масла. Объем расширительного сосуда занижать не следует, так как объемное расширение масла весьма значительно и больше объемного расширения воды. Кроме того, следует учесть, что при разогреве системы имеет место сильное пенообразование, вызываемое удалением из масла остатка легких фракций и воды. [c.318]

    Удельные потери давления в трубопроводах определяются по таблицам или номограммам. [c.531]

    Ликвидировать выбросы газа до его полного стравливания в данном случае не представлялось возможным, так как поставить хомут на размороженный участок при таком давлении в трубопроводе нельзя было. На всем протяжении трубопровода (3000 м) не было ни одной отсекающей (запорной) задвижки, ни одного приспособления для стравливания на факел или сброса продукта в аварийную емкость. Все это привело к созданию аварийной ситуации. [c.190]

    При пневматическом испытании давление в трубопроводе поднимают постепенно. При этом трубопровод осматривают при достижении давления, равного 0,6 испытательного давления прн величине рабочего давления до 0,2 МПа и при давлениях 0,3 и 0,6 испытательного давления, когда рабочее давление свыше 0,2 МПа. Во время осмотра трубопровода давление не повышают. [c.369]

    Так, на одном из нефтехимических комбинатов при размораживании межцехового трубопровода сжиженного изобутана возникла опасность выброса большого количества газа в производственное помещение. Аварию удалось предотвратить ценой огромных усилий работников комбината. Как показал анализ аварийной ситуации, в трубопроводе протяженностью около 3000 м и диаметром 100 мм содержалось 25 м (14 т) жидкого изобутана. Пока весь находящийся в трубопроводе изобутан не испарился, давление в трубопроводе держалось на уровне 250—300 кПа. Расчетом установлено, что 25 м сжиженного изобутана при испарении дают 7000 м газа. Нижний предел взрывной концентрации изобутана с воздухом составляет 1,8% (об.), следовательно, содержащийся в газопроводе жидкий изобутан при истечении может образовать взрывоопасную газовоздушную смесь объемом около [c.190]

    Гидравлический удар в трубопроводах. Гидравлический удар — это явление быстрого и значительного увеличения давления в трубопроводе, вызванное резкой остановкой движущейся в нем жидкости. Гидравлический удар может возникнуть при быстром закрытии запорного устройства (крана, клапана), внезапной остановке насоса и т. п. Вследствие резкого увеличения давления при гидравлическом ударе могут быть повреждены насосы, соединения труб и их стенки. [c.63]

    Пример 3. И. Определить потерю давления в трубопроводе диаметром 200 мм, длиной 6000 м при прокачке 1200 т/сутки балаханской тяжелой нефти/ начальная температура которой 60° С, конечная температура 30° С, плотность нефти = 925 кг/м . На трубопроводе имеется десять колен н две задвижки. Решение, а) Определяем среднюю температуру нефти в трубопроводе [c.41]

    Характеристика вентиляторов. Полное давление, развиваемое вентилятором, представляет собой сумму статического давления Рст. и динамического давления Рдин.- Статическое давление равно потере давления в трубопроводах и аппаратах, через которые движется газ во всасывающей и нагнетательной линиях. Динамическое давление определяется по скорости ш газа в выхлопном отверстии вентилятора  [c.230]

    ДЯ —перепад давления в трубопроводах и аппаратах, расположенных между вакуумсоздающим устройством и верхом колонны. [c.72]

    По оси абсцисс отложены давления в трубопроводе, при которых происходит соответственно всасывание или выталкивание. [c.235]

    Методика расчета размеров ректификационных колонн, в том числе работающих под вакуумом, описана в разд. 4.11. Следует отметить, что очень важно правильно определять размеры вакуумной коммуникации. Потери давления в трубопроводе диаметром менее 200 мм при умеренном вакууме рассчитывают по формуле Пуазейля [113]  [c.265]

    Для практического применения гасителей пульсаций давления с целью устранения вибрации трубопроводов важно определить критерий эффективности гасителей. В качестве такого критерия может быть применен так называемый коэффициент сглаживания Лс = ДЯ1/ДЯ2 (где ДР), ДЯг — амплитуды пульсаций давления в трубопроводе до и после гасителя). [c.122]

    Общая потеря давления в трубопроводе  [c.461]

    При гидравлическом ударе давление в трубопроводе достигает значительных величии. Для водопроводных труб из стали и чугуна [c.64]

    Наиболее вероятные объяснения следует искать в различных условиях загрузки материала в транспортную трубу. Материал поступает всегда с некоторыми колебаниями плотности аэросмеси, которые в свою очередь возбуждают пульсации давления в трубопроводе. Таким образом, воздуходувная машина и трубопровод представляют собой колебательную систему, которая способна резонировать и усиливать колебания давления и расхода газа вплоть до возникновения завала. Существенно снизить эти колебания можно за счет совершенствования загрузочного устройства (подробнее см. в гл. 3). [c.48]

    Температура больше 8. Высокая температура в промежуточном складе Выше давление в трубопроводе и буферно-отстойной емкости л. Проверить, имеется ли на промежуточном складе удовлетворительная сигнализация подъема температуры. Если ее нет, то установить сигнализацию [c.270]

    Обитая потеря давления в трубопроводе [c.460]

    Примером тяжелых последствий детонации пропановоздушной смеси может служить авария, произошедшая на трубопроводе сжиженного пропана в порту Гудзон (США). Давление в трубопроводе составляло 6,5 МПа. Из поврежденного трубопровода в течение первых 24 мин было выброшено 119 м сжиженного пропана. Через 5 мин после начала выброса образовалось белое облако, поднявшееся на 15—25 м над уровнем земли. В месте утечки жидкости образовался кратер диаметром 3 м и глубиной 1,2 м. Про- [c.111]

    Разность р —р2 представляет собой потерю давления в трубопроводе и обозначается через Ар, Таким образом [c.160]

    Аналогично потеря давления в трубопроводе только от трения может быть выражена уравнением  [c.161]

    Плотность фланцевых соединений достигается посредством прокладок, которые зажимаются между фланцами при помощи болтов. При умеренных давлениях (в трубопроводах до 40 а/п) прокладки изготовляют из мягких материалов — паронита, фибры, резины и др., при высоких давлениях — из металлов (мяг- [c.184]

    Под действием потока жидкости находящиеся в непрерывном зацеплении овальные шестерни постоянно вращаются. Иначе говоря, движущей силой вращения шестерен является разность (перепад) давлений в трубопроводе до и после счетчика. При нахождении шестерен в положении а шестерня 4 вытесняет в штурцер выхода постоянный объем жидкости 5, в положение в аналогичный [c.46]

    Высоковязкое моторное топливо, полученное на базе крекинг-мазутов, удается сливать и перекачивать по трубопроводам, используя избыточное давление в цистернах (не выше 0,5 ати по инструкции) и повышенное давление в трубопроводах. Для моторных топлив, полученных из парафинистых нефтей, эта операция невозможна. Здесь при температурах застывания и ниже во всех случаях необходим подогрев. [c.174]

    На другом газоперерабатывающем заводе разорвалась труба, изготовленная из стали 17ГС. Рабочее давление в трубопроводе составляло 3,5 МПа, среда — отбензиненный газ. В результате аварии газопроводы были сброшены с технологических эстакад.,на участке длиной около 300 м, концы трубопроводов от места аварии были отброшены на расстояние до 32 м, произошла загазованность значительной части территории завода. Загорания газа при аварии не было. В соответствии с заключением комиссии, расследовавшей аварию, причиной разрыва трубы был износ стенки вследствие коррозии (толщина стенки уменьшилась с 8 до 2 мм) и возникновение трещины в тонкой части трубы в зоне заводского дефекта в виде расслоения металла н рваного заката. Трубопровод был проложен таким образом, что на участке длиной около 4 м при закрытой задвижке в нижней части его образовалась застойная зона жидкости, способствовавшая протеканию коррозионных процессов. Контрольных замеров толщины стенки трубы в застойной зоне не производили, тогда как в других точках были проведены контрольные засвер-ловки трубопроводов и контрольные замеры толщин стенок, показавшие удовлетворительные результаты. [c.108]

    Большую опасность для трубопроводов сжиженных нефтяных газов представляет образование гидратных пробок, обусловленное присутствием влаги и появлением незначительных неплотностей. Поэтому к трубопроводам сжиженного газа предъявляют следующие требования полная герметичность арматуры, постоянное применение ингибиторов, поддержание давления в трубопроводе не ниже 0,8—1 МПа, осушка трубопроводов перед закачкой продукта. Для предотвращения образования гидратов углеводородов и разрушения гидратных пробок обычно применяют метанол, подаваемый на смешение с продуктом в приемную линию насосов или заливаемый в трубопровод на трассе через специальные стационарные или передвижные устройства (метанольницы). [c.112]

    На воздушной магистрали (трубопроводах) поставлены ртутный, водяной и керосиновый манометры, Разность уровне столбов жидкости в кероси))овом манометре равна 56 мм (см. рис. 3), т. е. избыточное давление в трубопроводе равно 56 мм керосинового столба. Подсчитать, какое давление будет показывать а) ртутный манометр б) водяной манометр, если давление по всей магистрали одинаково в) каково в магистрали абсолютное давлеите (Р ата), если барометрическое давление (Po) равно 756 мм рт. ст. [c.25]

    Причиной аварии, вероятно, послужило увеличение давления на линии жидкого пропилена в результате многократных операций по регулировке клапанов на нагнетательном трубопроводе при работающем насосе, что привело к разрыву трубопровода. Импульсом для воспламенения пропиленовоздущной смеси могло послужить пламя печи подогрева пропилена, а также искренне в щитовой КИП или помещении электрораспределительного пункта. Полагают, что авария могла произойти и в результате перегрева пропилена в насосе, что в свою очередь могло привести к его испарению и образованию газовой пробки, вызвавшей повышенное давление в трубопроводе. Поскольку регистрирующий прибор контроля давления и блокировки, отключающие насос, отсутствовали, давление в системе могло достигать опасных пределов. [c.186]

    В данном случае давление в трубопроводе изобутаиа держалось на уровне 2,5—3,0 кгс/ см-, пока весь изобутан не испарился. Конечно, при таком давлении невозможно поставить хомут на размороженный участок трубопровода. Остается терпеливо ждать, пока почти весь газ не стравится. Можно подсчитать, что 25 м- жидкого изобутана при испарении дают 7000 лР газообразного изобутана. [c.86]

    Доказано также, что повышение гидростатического давления в трубопроводах и сосудах из полвмеров приводит к замедлению процесса диффузии и уменьшению пронвцввмоств и сорбции, лес-но ря на то, что повышение давления увеличивает термодинамический потенциал воды не поверхности образца. [c.50]

    Результаты металловедческого анализа представлены в работах [ otrell,1976], а также частично в [Flixborough,1975]. Авторы первой из них пришли к выводу о возникновении трещины длиной 3 дюйма (75 мм) на внутренней поверхности трубопровода в результате охрупчивания цинкового покрытия, нанесенного разбрызгиванием расплавленного цинка перед оксидированием поверхности 50-дюймовая трещина образовалась при расползании появившегося углубления, что в последующем завершилось пластической деформацией. Такая трещина могла образоваться не менее чем за 4 мин при температуре 950 °С и внутреннем давлении 1,5 МПа. Отсюда ясно, что небольшой разрыв мог произойти до появления всей трещины, поскольку после ее появления уровень давления в трубопроводе становится слишком малым, чтобы способствовать разрыву. [c.337]

chem21.info