Промышленная безопасность в системе магистральных нефтепроводов - Ямуров Н.Р.
ISBN 5-94218-006-7
Скачать (прямая ссылка):
Наоборот, при снижении давления на приеме станции воздух над мембраной баков-аккумуляторов расширяется и вытесняет некоторый объем антифриза, уровень которого в большом баке поднимается и в результате часть нефти вытесняется обратно в нефтепровод.
При резком повышении давления на приеме станции изменение давления над мембраной шлангового клапана будет отставать от изменения давления в трубопроводе за счет времени запаздывания, создаваемого дросселем, который препятствует перетоку жидкости из большого бака в баки-аккумуляторы, приводя к задержке изменения давления в шланговом клапане над его мембраной. Мембрана прогнется и начнет пропускать поток нефти в безнапорную емкость на сброс.
Таким образом, сброс потока через шланговый клапан определяется только перепадом на мембране при определенной скорости изменения давления.
На МНП диаметром 1000 и 1200 мм установлены системы сглаживания волны давления типа «Аркрон-1000», включающие 6 шланговых клапанов диаметром 300 мм с отдельными воздушными аккумуляторами каждый. Все воздушные аккумуляторы соединены с общим баком заполненным разделительной жидкостью, давление в котором поддерживается равным давлению в трубопроводе. Число шланговых клапанов и их диаметр определяются расходом жидкости, которую надо пропустить в безнапорную емкость.
Системы сглаживания волны давления срабатывают при повышении давления в нефтепроводе на величину не более 0,3 МПа, происходящим со скоростью выше 0,3 МПа/сек. Дальнейшее повышение давления должно идти плавно со скоростью от 0,01 до 0,03 МПа/сск.
Такие системы предусматриваются на промежуточных перекачивающих станциях МНП диаметром 720 мм и выше. Они оснащаются резервуарами для сброса нефти объемом не менее J50 м* (для МПГ1 диа-метром 720 мм), 400 м (для МНП диаметром 1000 мм), 500 м (для МНП диаметром 1200 мм).
Одной из наиболее частых причин отключения перекачивающих станций является прекращение энергоснабжения вследствие повреждения линий электропередач Поэтому даже при наличии систем сглаживания волны давления для энергоснабжения перекачивающих станций подводят две линии электропередачи, а в системе автоматики элсктроподстанций предусматривается автоматическое повторное включения напряжения после его кратковременного отключения и автоматический повторный пуск агрегатов (самозапуск).
Система обеспечивающая самозапуск, т. с. восстановление нормальной работы электропривода без вмешательства персонала после кратковременного перерыва энергоснабжения или глубокой посадки напряжения, должна учитывать возможность появления в элементах сети повышенных токов, перегрева обмоток двигателя и устанавливать последовательность включения насосных агрегатов по определенному графику при переходах с одного режима перекачки на другой.
/. Общая характеристика нефтепроводов
23
1.3.3. Срецства защиты трубопровода от коррозии
С появлением в продукции нефтяных скважин воды коррозионная активность транспортируемой по трубопроводам нефти определяется наличием в ней водной фазы, содержанием агрессивных компонентов: хлоридов натрия, магния, кальция, растворенных двуокиси углерода и сероводорода.
Исследование общих закономерностей по влиянию состава нефти, параметров эксплуатации нефтепроводов на их коррозионное разрушение, показало, что факторы, определяющие интенсивность коррозии груб, могут подразделяться на следующие группы:
а) факторы, определяющиеся гидравлическим режимом работы трубопровода (внутренний диаметр, расход нефти, скорость потока, время движения нефти по трубопроводу);
б) факторы, определяющиеся физико-химическими свойствами нефти (обводненность, плотность нефти, содержание асфальтенов, асфальтосмолистых веществ, двуокиси углерода);
в) термодинамические условия (давление, температура).
Анализ этих факторов показал, что на скорость коррозии металла труб и разрушение трубопровода наибольшее влияние оказывают гидравлические параметры, также в значительно меньшей степени на них воздействуют физико-химические свойства нефти.
Но ГОСТ 9965-76 «Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий» по степени подготовки нефти могут содержать не более 1% воды, до 900 мг/л хлористых солей и до 0,05% механических примесей.
Фактическое содержание воды и хлористых солей в нефтях изменяется в довольно широких пределах и зависит от глубины обезвоживания нефти.
Например, анализы качества нефтей, поступающих на различные HI 13, (на входе в установки ЭЛОУ), показали, что содержание воды нередко достигает 1,1 -1,2%, а содержание солей 1200-1600 мг/л.
При транспортировании агрегативно-устойчивой водонефтяной эмульсии, в которой водная фаза не выделяется даже при остановке перекачки, коррозионные разрушения труб будут минимальными. Но при нарушении агрегативной устойчивой водонефтяной эмульсии за счет введения (при подготовке нефти для водоотделения) деэмульгаторов, ПАВ, присадок для снижения вязкости перекачиваемой по трубопроводам
нефти появляется разделенная от нефти водная фаза, смачивающая металлическую поверхность, и следовательно, потенциальная угроза развития коррозионных процессов возрастает. Кроме так называемой трубной деэмульсации на коррозию влияет профиль трассы трубопровода и, особенно, гидравлический режим перекачки.
