Особенности добычи нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

НЕФТЬ - полезное ископаемое, представляющее из себя маслянистую жидкость. Это горючее вещество, часто черного цвета, хотя цвета нефти в разных районах различаются. Она может быть и коричневой, и вишневой, зеленой, желтой, и даже прозрачной. С химической точки зрения нефть - это сложная смесь углеводородов с примесью различных соединений, например, серы, азота и других. Ее запах также может быть различным, так как зависит от присутствия в ее составе ароматических углеводородов, сернистых соединений.

Углеводороды, из которых состоит нефть, - это химические соединения состоящие из атомов углерода (C) и водорода (H). В общем виде формула углеводорода - C_xH_y. Простейший углеводород, метан, имеет один атом углерода и четыре атома водорода, его формула - CH₄ (схематично он изображен справа). Метан - легкий углеводород, всегда присутствует в нефти.

В зависимости от количественного соотношения различных углеводородов, составляющих нефть, ее свойства также различаются. Нефть бывает прозрачной и текучей как вода. А бывает черной и настолько вязкой и малоподвижной, что не вытекает из сосуда, даже если его перевернуть.

С химической точки зрения обычная (традиционная) нефть состоит из следующих элементов:

· Углерод - 84%

· Водород - 14%

· Сера - 1-3% (в виде сульфидов, дисульфидов, сероводорода и серы как таковой)

· Азот - менее 1%

· Кислород - менее 1%

· Металлы - менее 1% (железо, никель, ванадий, медь, хром, кобальт, молибден и др.)

· Соли - менее 1% (хлорид кальция, хлорид магния, хлорид натрия и др.)

Нефть (и сопутствующий ей углеводородный газ) залегает на глубинах от нескольких десятков метров до 5-6 километров. При этом на глубинах 6 км и ниже встречается только газ, а на глубинах 1 км и выше - только нефть. Большинство продуктивных пластов находятся на глубине между 1 и 6 км, где нефть и газ встречаются в различных сочетаниях.

Залегает нефть в горных породах называемых коллекторами. Пласт-коллектор - это горная порода способная вмещать в себе флюиды, т.е. подвижные вещества (это могут быть нефть, газ, вода). Упрощенно коллектор можно представить как очень твердую и плотную губку, в порах которой и содержится нефть.

1. ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ

Образование нефти - процесс весьма и весьма длительный. Он проходит в несколько стадий и занимает по некоторым оценкам 50-350 млн. лет.

Наиболее доказанной и общепризнанной на сегодняшний день является теория органического происхождения нефти или, как ее еще называют, биогенная теория. Согласно этой теории нефть образовалась из останков микроорганизмов, живших миллионы лет назад в обширных водных бассейнах (преимущественно на мелководье). Отмирая, эти микроорганизмы образовывали на дне слои с высоким содержанием органического вещества. Слои, постепенно погружаясь все глубже и глубже (напомню, процесс занимает миллионы лет), испытывали воздействие усиливающегося давления верхних слоев и повышения температуры. В результате биохимических процессов, происходящих без доступа кислорода, органическое вещество преобразовывалось в углеводороды.

Часть образовавшихся углеводородов находилась в газообразном состоянии (самые легкие), часть в жидком (более тяжелые) и какая-то часть в твердом. Соответственно подвижная смесь углеводородов в газообразном и жидком состоянии под воздействием давления постепенно двигалась сквозь проницаемые горные породы в сторону меньшего давления (как правило, вверх). Движение продолжалось до тех пор, пока на их пути не встретилась толща непроницаемых пластов и дальнейшее движение оказалось невозможным. Это так называемая ловушка, образуемая пластом-коллектором и покрывающим ее непроницаемым пластом-покрышкой (рисунок справа). В этой ловушке смесь углеводородов постепенно скапливалась, образовывая то, что мы называемместорождением нефти. Как видите, месторождение на самом деле не является местом рождения. Это скорее местоскопление. Но, как бы там ни было, практика названий уже сложилась.

Поскольку плотность нефти, как правило, значительно меньше плотности воды, которая в ней всегда присутствует (свидетельство ее морского происхождения), нефть неизменно перемещается вверх и скапливается выше воды. Если присутствует газ, он будет на самом верху, выше нефти.

В некоторых районах нефть и углеводородный газ, не встретив на своем пути ловушку, выходили на поверхность земли. Здесь они подвергались воздействию различных поверхностных факторов, в результате чего рассеивались и разрушались.

2. ИСТОРИЯ НЕФТИ

Нефть известна человеку с древнейших времен. Люди уже давно обратили внимание на черную жидкость, сочившуюся из-под земли. Есть данные, что уже 6500 лет назад люди, жившие на территории современного Ирака, добавляли нефть в строительный и цементирующий материал при строительстве домов, чтобы защитить свои жилища от проникновения влаги. Древние египтяне собирали нефть с поверхности воды и использовали ее в строительстве и для освещения. Нефть также использовалась для герметизации лодок и как составная часть мумифицирующего вещества.

Во времена древнего Вавилона на Ближнем Востоке велась довольно интенсивная торговля этим «черным золотом». Некоторые города уже тогда буквально вырастали на торговле нефтью. Одно из семи чудес света, знаменитые Висячие сады Серамиды (по другой версии - Висячие сады Вавилона), также не обошлись без использования нефти в качестве герметизирующего материала.

Не везде нефть собирали только с поверхности. В Китае более 2000 лет назад при помощи стволов бамбука с металлическим наконечником бурили небольшие скважины. Изначально скважины предназначались для добычи соленой воды, из которой извлекалась соль. Но при бурении на бОльшую глубину из скважин добывали нефть и газ. Неизвестно нашла ли нефть применение в древнем Китае, известно только, что газ поджигали для выпаривания воды и извлечения соли.

Примерно 750 лет назад известный путешественник Марко Поло в описании своих путешествий на Восток упоминает использование нефти жителями Апшеронского полуострова в качестве лекарства от кожных болезней и топлива для освещения.

Первые упоминания о нефти на территории России относятся к XV веку. Нефть собирали с поверхности воды на реке Ухта. Также как и другие народы, здесь ее использовали в качестве лекарственного средства и для хозяйственных нужд.

Хотя, как мы видим, нефть была известна с древнейших времен, она находила довольно ограниченное применение. Современная история нефти начинается с 1853 года, когда польский химик Игнатий Лукасевич изобрел безопасную и удобную в обращении керосиновую лампу. Он же по данным некоторых источников открыл способ извлекать из нефти керосин в промышленных масштабах и основал в 1856 году нефтеперегонный завод в окрестностях польского города Ulaszowice.

Еще в 1846 году канадский химик Абрахам Геснер придумал, как получать керосин из угля. Но нефть позволяла получать более дешевый керосин и в гораздо большем количестве. Растущий спрос на керосин, использовавшийся для освещения, породил спрос на исходный материал. Так было положено начало нефтедобывающей промышленности.

По данным некоторых источников первая в мире нефтяная скважина была пробурена в 1847 году в районе города Баку на берегу Каспийского моря. Вскоре после этого в Баку, входящем в то время в состав Российской империи, было пробурено столько нефтяных скважин, что его стали называть Черный город.

Тем не менее, рождением российской нефтяной промышленности принято считать 1864 год. Осенью 1864 года в Кубанской области был осуществлен переход от ручного способа бурения нефтяных скважин к механическому ударно-штанговому с использованием паровой машины в качестве привода бурового станка. Переход к этому способу бурения нефтяных скважин подтвердил свою высокую эффективность 3 февраля 1866 года, когда было закончено бурение скважины 1 на Кудакинском промысле и из нее забил фонтан нефти. Это был первый в России и на Кавказе фонтан нефти.

Датой начала промышленной мировой нефтедобычи, по данным большинства источников, принято считать 27 августа 1859 года. Это день, когда из пробуренной «полковником» Эдвином Дрейком первой в США нефтяной скважины был получен приток нефти с зафиксированным дебитом. Эта скважина глубиной 21,2 метра была пробурена Дрейком в городе Тайтусвиль, штат Пенсильвания, где бурение водяных скважин часто сопровождалось проявлениями нефти.

Новость об открытии нового источника нефти с помощью бурения скважины разнеслась по округе Тайтусвиля со скоростью лесного пожара. К тому времени переработка, опыт обращения с керосином и подходящий тип лампы для освещения уже были отработаны. Бурение нефтяной скважины позволило получить достаточно дешевый доступ к необходимому сырью, дополнив, таким образом, последний элемент в зарождение нефтяной отрасли.

Нефть издавна транспортировали от мест добычи к местам потребления.

Археологи установили, что за 6000 лет до н.э. на берегу Евфрата в Иди существовал древний нефтяной промысел. Добытая нефть, в частности, переправлялась вниз по Евфрату к городу Ур и применялась в строительном деле. Для перевозки нефти по реке строились специальные наливные сосуды. Грузоподъемность этих древних "танкеров" достигала 5 т.

Издавна нефть хранили и перевозили в специальных сосудах. Так, нефть с территории бывшего Тмутараканского княжества Киевской Руси (Таманский полуостров) вывозилась византийскими кораблями в амфорах. Именно таманская нефть использовалась византийцами для изготовления их грозного боевого оружия - "греческого огня".

После разорения Константинополя крестоносцами и последующего крушения Византийской империи спрос па нефть упал и тмутараканские промыслы были надолго забыты. Позднее основным поставщиком нефти стал район Баку. Перевозили ее на верблюдах или арбах в кожаных мешках (бурдюках) в различные районы - в Шемаху, Гилян и даже в Западную Европу.

Во времена царствования Бориса Годунова (1598...1605 гг.) нефть привозили в Москву из Печорских лесов с реки Ухты в бочках. Бочки различного размера длительное время служили емкостями для перевозимой нефти на трактах и на водных путях как в нашей стране, так и за рубежом.

Первая в России инструкция о правилах перевозки нефти на судах по Каспию и Волге была утверждена Петром I в 1725 г. Использовались для этих целей сухогрузы - гребные, парусные и паровые суда, на которые нефть грузилась в амфорах или бочках. Первые нефтеналивные суда, отличающиеся тем, что в их трюме размещались специальные емкости для налива нефти, появились в конце XIX века, когда на нее резко возрос спрос. В 1873 г. братья Артемьевы приспособили под налив нефти деревянную парусную шхуну "Александр". А первым в мире металлическим нефтеналивным судном стал пароход "Зороастр", построенный в 1878 г. по русскому проекту на шведской верфи. Для обеспечения пожарной безопасности его грузовые трюмы (танки) были отделены от машинного отделения двойной перегородкой, внутрь которой заливалась вода. Пароход "Зороастр" грузоподъемностью 250 т, ходивший по Каспийскому морю, стал первым в мире танкером. В 1882 г. российскими инженерами был создан танкер "Спаситель", машинное отделение которого впервые в мировой практике было вынесено на корму - так, как это делается теперь у современных танкеров.

Большую роль в развитии отечественного нефтеналивного флота сыграл выдающийся русский инженер В.Г. Шухов. Под его руководством в Саратове были построены первые речные нефтеналивные баржи русского проекта. Впервые в мире они собирались из отдельных секций, что позволило сократить сроки спуска барж со стапелей.

Железнодорожную цистерну придумали американцы. К началу нефтяной лихорадки территория США уже была покрыта сетью железных дорог. Поэтому вполне естественно, что эта сеть стала использоваться для транспортирования нефти. Русские владельцы железных дорог долго сопротивлялись применению железнодорожных цистерн, с одной стороны, справедливо опасаясь пожароопасное™ нефти, а с другой - учитывая, что кпд цистерн составляет 50%, т.к груз перевозится только в одном направлении, а в обратную сторону цистерны движутся порожняком. Однако их достоинства - значительная грузоподъемность, возможность быстрой разгрузки и заполнения цистерн в конце концов сделали свое дело. В 1872 г. мастерскими Московско-Нижегородской железной дороги были изготовлены первые в России железнодорожные нефтеналивные цистерны.

В 1863 г.Д.И. Менделеев, посетивший нефтеперегонный завод В.А. Кокорева близ Баку, предложил использовать трубопровод для перекачки нефти от нефтяных колодцев до завода и от завода до причала на Каспийском море. Тогда его предложение не было осуществлено.

А в 1865 г. в США фирмой "Стандарт ойл" был построен первый в мире нефтепровод диаметром 50 мм и длиной 6 км. "Американцы как бы подслушали мои мысли", - с некоторой горечью писал впоследствии Дмитрий Иванович.

Строительство первого в мире нефтепровода было осуществлено с целью сбить высокие железнодорожные тарифы на перевозку нефти. Сама же идея транспортирования жидкостей по трубам не являлась новой.

Еще в пятом тысячелетии до нашей эры китайцы транспортировали воду по бамбуковым трубам на рисовые поля.

В настоящее время для транспортирования энергоносителей используют железнодорожный, водный, автомобильный и трубопроводный транспорт

На заре нефтяной промышленности транспортировка нефти осуществлялась в деревянных бочках. Но вскоре нефтяные компании осознали, что гораздо выгоднее транспортировать нефть по трубопроводам.

Современная транспортировка нефти осуществляется различными видами транспорта:

· Трубопроводным

· Железнодорожным

· Водным

· Автомобильным

· Воздушным

Основным достоинством трубопроводного транспорта является низкая себестоимость перекачки. Но при этом есть и недостатки. Основной недостаток - это крупные единовременные капитальные вложения в строительство, т.к. прежде чем начать использовать нефтепровод, необходимо построить его от начальной точки и до конечного пункта.

В России транспортировка нефти в основном осуществляется именно трубопроводным транспортом - по нефтепроводам. Транспортировку нефти и нефтепродуктов осуществляют 2 компании:

ОАО «АК «Транснефть» осуществляет транспортировку нефти;

ОАО «АК «Транснефтепродукт» осуществляет транспортировку нефтепродуктов.

Водный транспорт нефти можно разделить на речной и морской. По рекам и озерам нефть перевозится в баржах и в речных танкерах. Морской транспорт нефти осуществляется морскими танкерами и супертанкерами. Грузоподъемность современных морских супертанкеров достигает миллиона тонн. Самый большой в мире нефтяной супретанкер Knock Nevis имеет длину 458,4 метра. Это больше, чем американская Эмпайр Стейт Билдинг, но поменьше, чем Останкинская телебашня, если их положить на бок. Ежедневно около 30 миллионов баррелей нефти находится в танкерах на пути следования к пункту назначения. Общий действующий флот нефтяных танкеров в мире составляет около 3,5 тысяч судов.

Часть нефти и особенно нефтепродукты перевозятся железнодорожным транспортом. Перевозка осуществляется в специальных стальных вагонах-цистернах грузоподъемностью 50, 60 и 120 тонн. Достоинством железнодорожного транспорта является его универсальность. В цистернах можно перевозить все виды нефти и нефтепродуктов. К недостаткам можно отнести довольно высокие эксплуатационные затраты и низкую эффективность использования подвижного состава, так как обратно цистерны идут порожними.

Автомобильный транспорт используют для перевозки нефти и нефтепродуктов только на небольшие расстояния. Для перевозки нефти его используют крайне редко (обычно в пределах нефтепромысла на период строительства трубопровода). Основное применение автотранспорт находит для доставки нефтепродуктов к местам их потребления (на АЗС, заводы, фабрики и т.п.)

Для транспортировки нефти воздушный транспорт из-за высокой себестоимости практически не применяют. Его используют лишь для снабжения нефтепродуктами отдельных пунктов на Крайнем Севере, дрейфующих станций и зимовок в Арктике. Как правило, доставка нефтепродуктов воздушным транспортом осуществляется в бочках.

Учитывая важность этого всего, в данном курсовом проекте рассматривается Эксплуатация оборудования на НПС.

нефть станция гидравлический удар

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачка нефти. Промежуточные НПС размешают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50...200 км). На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения её дальнейшей перекачки. При работе ПНПС “из насоса в насос” (т.е режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов. Кроме технологических сооружении на головной и промежуточных НПС имеются механическая мастерская, понизительная электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения н водоотведения, подсобные и административные помещения и т.д. Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 - 600 км, состоящие из 3 - 5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме “из насоса в насос”, и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров. Для снижения затрат на сооружение НПС используется метод блочно-комплектного или блочно-модульного их исполнения. Главное преимущество этого метода достигается тем, что на территории станций практически отсутствуют сооружения из кирпича, бетона или железобетона. Все оборудование станции, включая автоматику, входит в состав функциональных блоков, монтируется и испытывается на заводе, затем в транспортабельном виде доставляется на строительную площадку. При этом блочно-модульные НПС могут быть открытого типа, т.е насосные агрегаты вместе со всеми системами могут размещаться под навесом на открытом воздухе. От воздействия погодных условий насосные агрегаты защищаются индивидуальными металлическими кожухами с автономными системами вентиляции и подогрева. Такие станции работают при температуре окружающего воздуха от -40 до +50 С. При капитальном ремонте предусматривается замена всего блок-бокса в сборе.

Промежуточные НПС обеспечивают поддержание в трубе напора, достаточного для дальнейшей перекачки нефти Объекты в составе НПС подразделяются на две группы: основного (технологического) и вспомогательного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учета нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел регулирования давления и предохранительные устройства; камеры пуска и приема очистных и диагностических устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

К объектам второй группы относятся: понижающая электрическая подстанция с распределительными устройствами; комплекс водоснабжения; комплекс по отводу промышленных стоков; котельная с тепловыми сетями; узел связи: лабораторный корпус; мастерские; пожарное депо; склад и т. д.

На головных НПС осуществляются следующие технологические операции: прием и учет нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти; закачка нефти в МТ; запуск в полость трубопровода очистных и диагностических устройств.

На промежуточных НПС осуществляется увеличение напора транспортируемой нефти. При работе НПС в режиме "из насоса в насос" (конец предыдущего участка трубы МН подключен к линии всасывания насосов) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков. В других случаях резервуарные парки имеются. На промежуточных НПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.

Технологическая схема промежуточной НПС магистрального нефтепровода приведена на рисунке ниже. Соответственно, на таких НПС не выполняются операции учета и хранения нефти.

Принципиальная технологическая схема промежуточной нефтеперекачивающей станции:

I - камера приема средств очистки и диагностики; II - площадка фильтров-грязеуловителей; III - узел предохранительных устройств; IV - емкость для сброса ударной волны; V - емкость сбора утечек с погружным насосом; VI - магистральная насосная; VII - узел регуляторов давления; VIII - камера пуска средств очистки и диагностики

В технологическую схему промежуточно НПС входят:

- магистральная насосная

- камеры пуска и приему СОД

- узел предохранительных устройств

- емкость для сбора ударной волны

- емкость сбора утечек к погруженным насосам

- узел регулятора давления

Характеристика НПС:

НПС «Языково»

Направление: Уфа-Западное.

Перекачиваемая среда: Диз. Топливо.

Qгод: 6млн.тонн/год

Lтр-480 км.

4. ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГИДРОУДАРА

Общие сведения о гидроударе

Явление гидроудара уже давно заинтересовало учёных и инженеров разных стран. Впервые это явление было изучено более 130 лет назад, когда и выяснили причины его появления. С развитием техники и появлением электронно-вычислительных машин стало гораздо проще делать расчёты, предотвращающие возникновение гидроудара. Так что же представляет собой данное явление.

Гидроудар -- это кратковременный, резкий и существенный скачок давления в системе, заполненной жидкостью. Он возникает в тех случаях, когда внезапно изменяется скорость потока жидкости. Согласно статистическим данным, примерно 60% всех аварий трубопроводов происходят по причине гидроудара.

Эту серьёзную неприятность обычно сопровождают стуки, щелчки и посторонний шум в трубах в коммуникациях. На первый взгляд это явление может показаться безобидным. Многие не придают ему должного значения. Но на деле всё происходит совсем иначе. Гидравлический удар в системе является причиной повреждения оборудования, возникновения трещин, раскола труб.

В течение всего срока эксплуатации трубопроводы испытывают динамические нагрузки (пульсации давления и связанные с ними вибрации, гидроудары и т.д.). Они возникают при работе нагнетательных установок, срабатывании запорной трубопроводной арматуры, случайно возникают при ошибочных действиях обслуживающего персонала, аварийных отключениях электропитания, ложных срабатываниях технологических защит и т.п.

Стать причиной гидроудара могут следующие факторы:

· Включение, отключение и выход из строя насоса;

· Воздух, который находится в замкнутом контуре системы. Прежде чем запустить систему в работу, необходимо выпустить из неё весь имеющийся воздух через специальные краны;

· Перебои с подачей электроэнергии;

· При резком закрытии запорной арматуры: вентилей, задвижек, кранов и прочее.

Последний фактор является наиболее распространённым в последнее время, так как вместо старых задвижек стали всё чаще применять более быстродействующие шаровые краны. Если из системы по какой-либо причине не вывели воздух, то при открытии шарового крана произойдёт столкновение воздуха с практически несжимаемой жидкостью. В результате показатели давления могут увеличиться до нескольких десятков атмосфер. Если это будет происходить регулярно, то это крайне негативно скажется на работе системы и существенно сократит термин её эксплуатации.

Поэтому полное устранение или существенное уменьшение интенсивности волновых и вибрационных процессов в трубопроводных системах позволяет не только в несколько раз уменьшить количество аварий с разрывами трубопроводов и выходом из строя трубопроводной арматуры и оборудования, повысить надежность их работы, но также значительно увеличить срок их эксплуатации.

В настоящее время для борьбы с пульсациями и колебаниями давления и расхода в трубопроводных системах используют воздушные колпаки, аккумуляторы давления, гасители различных типов, ресиверы, дроссельные шайбы, клапаны сброса и т.п. Они морально устарели, не соответствуют современному развитию науки и техники, малоэффективны, особенно в случае гидроударов и динамики переходных процессов, не отвечают требованиям экологической безопасности, о чем свидетельствует статистика аварийности. На данный момент в России существуют новые технологии, противоаварийной защиты трубопроводов, которые позволяют гасить все внутрисистемные возмущения: гидроудары, колебания давления и вибрации. Принципиально новым высокоэффективным энергонезависимым техническим средством гашения колебаний давления, вибрации и гидроударов - являются стабилизаторы давления.

5. ПОСЛЕДСТВИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ УДАРОВ

Преграда, неожиданно возникающая на пути движения жидкости в системе, провоцирует рост давления, которое может расти, практически, до бесконечности. При этом составляющие элементы системы испытывают огромные нагрузки, что приводит к их постепенному или резкому разрушению. Больше всего неприятностей гидроудар может доставить длинным трубопроводам.

Аварийные ситуации, которые возникают по причине гидроудара в системе трубопроводов, сопровождаются следующими характерными неприятностями:

· разрушение трубопровода;

· разрушение задвижки;

· разлив нефтепродуктов;

· загрязнение окружающей среды;

6. МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ ОТ ГИДРОУДАРА

Грамотная защита систем трубопроводов от гидравлических ударов направлена на уменьшение их интенсивности и нейтрализацию влияния избыточного давления. Прокладка труб должна обязательно выполняться с учётом требований безопасности.

Плавное перекрытие системы трубопроводов.

Одним из основных требований тепловых сетей при запуске или отключении систем трубопроводов является плавное перекрытие запорной арматуры. Это правило чётко прописано в нормативах по эксплуатации объектов. Это требование касается всех промышленных предприятий.Суть требования состоит в том, чтобы с помощью плавного включения и отключения движения жидкости продлить во времени процесс увеличения давления. Энергия гидравлического удара действует не всей своей силой единовременно, а распределяется на несколько промежутков времени. Поэтому, при одинаковой суммарной силе удара, мощность его воздействия в определённый момент времени уменьшается.

7. МЕТОДЫ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО УДАРА

Резкое увеличение давления, сопровождающее гидравлический удар - явление крайне негативное, т.к. гидравлический удар может разрушить трубопровод или какие-либо элементы гидравлических машин, испытывающие эффекты гидравлического удара. По этой причине разрабатываются методы предотвращения гидравлических ударов или уменьшения их негативного влияния. Поскольку мощность гидравлического удара напрямую зависит от массы движущийся жидкости, то для предотвращения гидравлического удара следует максимально уменьшить массу жидкости, которая будет участвовать в гидравлическом ударе. Для этого необходимо запорную арматуру монтировать в непосредственной близости к резервуару. В качестве меры уменьшения негативных последствий гидравлического удара используют замену прямого гидравлического удара на непрямой. Для этого достаточно запорную арматуру на напорных трубопроводах сделать медленно закрывающейся, что позволит уменьшить силу удара. Для борьбы с гидравлическим ударом применимы только те случаи увеличения времени закрытия, которые приводят к неполному удару, т.е. у которых t₃ > ф₀. Снижение ударного давления путем создания условий неполного удара широко используется регламентированием времени закрытия задвижек, пуска мощных насосов и т.д.

Если по условиям эксплуатации или иным причинам снизить ударное давление за счет неполного удара нельзя, то приходится применять дорогие и мощные демпфирующие устройства и иные методы.

Другой мерой борьбы с явлением гидравлического удара является установка на напорных линиях, работающих в условиях циклической нагрузки, специальных компенсаторов с воздушной подушкой, которая принимает на себя удар.

Исходя из формулы Жуковского (определяющей увеличение давления при гидроударе) и величин, от которых зависит скорость распространения ударной волны, для ослабления силы этого явления или его полного предотвращения можно уменьшить скорость движения жидкости в трубопроводе, увеличив его диаметр.

8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ЗАЩИТЫ

Борьба с гидравлическим ударом:

Работает гидроаккумулятор следующим образом. В мембрану подсоединенного к водопроводу гидроаккумулятора под давлением подается вода от насоса. Объем воздушной подушки при этом уменьшается в зависимости от величины давления в мембране. По достижению установленного на предприятии - изготовителе порога срабатывания по разности давлений автоматика отключает электропитание насоса. При заборе воды баланс разности давлений вновь нарушается, и автоматика включает насос. Эффективность работы гидроаккумулятора напрямую зависит от величины разности давлений мембраны и воздушной подушки и в первую очередь зависит от качества мембраны и объема гидроаккумулятора. Выставленный ранее порог срабатывания автоматики - характеристика строго регламентированная и может корректироваться в небольшом диапазоне. В противном случае возможен разрыв мембраны. По мере эксплуатации гидроаккумулятора, воздух, растворенный в воде, со временем накапливается в мембране. Это приводит к инерционности срабатывания автоматики и в целом тоже отражается на эффективности работы гидроаккумулятора. Избежать этого позволяют профилактические работы с интервалом от 1 до 3 месяцев.

Предохранительные клапаны:

Гаситель колебаний давления.

Для гашения колебаний давления внутри трубы используют сложные устройства, содержащие поршни, пружины, гибкие оболочки и прочие подвижные элементы. Такие устройства быстро изнашиваются и требуют частой замены. Для гашения гидроударов предлагается использовать гаситель колебаний давления предельно простой конструкции. Гаситель колебаний давления располагается внутри трубопровода 2, по которому перекачивается жидкость. Гаситель представляет собой металлическую ленту 1, по длине которой вырублены окна 3. Образующиеся при этом козырьки 4 отогнуты поочередно в противоположные стороны. Угол между козырьком 4 и плоскостью ленты 1 составляет 35-45° для воды или 25-30° для нефти. Ширина ленты 1 выбирается таким образом, чтобы она свободно входила во внутрь трубопровода 2. Длина ленты 1 равна длине защищаемого участка трубы 2. Один конец ленты с помощью сварки закрепляется внутри трубы, а второй конец ленты поворачивается вокруг продольной оси на 3-5 оборотов и также закрепляется сваркой.

Труба 2 с размещенной внутри нее лентой 1 и является гасителем гидроударов. Гаситель колебаний давления работает следующим образом. Поток жидкости при движении вдоль плоскости ленты 1 входит в окно 3 и отклоняется от плоскости козырьком 4. Поток приобретает колебательное (синусоидальное) движение с определенной частотой. Так как окон на ленте много, то частота колебания потока будет всегда превышать собственную частоту колебаний потока жидкости, определяемой неровностями местности. Таким образом, сглаживаются наиболее резкие колебания давления и дробятся наиболее крупные пузыри газа. Дополнительному гашению колебаний давлений способствует поворот ленты вокруг продольной оси с шагом 1,5-2 м (5-7 м для труб большого диаметра), в результате чего поток приобретает дополнительно вращательное движение, которое также гасит часть энергии гидроудара. Так происходит гашение энергии гидроударов за счет преобразования энергии ускоренного поступательного движения потока жидкости в колебательное и вращательное движения. Суть предложения заключается в том, что внутренний просвет трубопровода в месте установки гасителя изменяется незначительно (определяется сечением ленты), поэтому сопротивление гасителя потоку жидкости при ламинарном и неразрывном течении мало. При течении по трубе жидкости в турбулентном режиме и с включениями газовых пробок сопротивление резко возрастает из-за изменения направлений потока. Происходит выравнивание скоростей газового и жидкостного потоков при прохождении разнонаправленных козырьков, что приводит к гашению гидроударов. Оптимальное место установки гасителя в низинах, после пологих и, особенно крутых склонов, где поток жидкости разгоняется и приобретает дополнительную энергию, вызывающую впоследствии разрушительный гидроудар из-за схлопывания пузырей (разрывов потока) в жидкости.

Также применяют устройства плавного пуска, которые в целом снижают опасность возникновения гидравлического удара, но не предотвращают её полностью.

Размещено на Allbest.ru