ЭХЗ. Удк 6219 сравнительный анализ методов эхз в трубопроводном транспорте л. С. Булатова, Л. А. Шацкая
 Скачать 6.21 Mb.
|
|
Библиографический список: 1. ГОСТ Р 52104-2003. Ресурсосбережение. Термины и определения. 2. Костюков А. Особенности ресурсосбережения. НТС «Экономика бизнеса», № 19 (9233), Омск, 2008. 3. Артюшкин В.Н., Тян В.К. Энергосбережение при эксплуатации магистральных насосных агрегатов: монография /– Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2017. – 104 с.: ил. 4. Паспорт программы инновационного развития ПАО «Транснефть» на период 2017-2021 годы. 5. API Std 610 (ISO 13709: 2003) Центробежные насосы для нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности. 6. http://www.eg-online.ru/article/53931/ УДК 621.643.053 АНАЛИЗ И РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ РАССТАНОВКИ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ НА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ А.А. Афиногентов, Н.И. Иванова, И.А. Федотова СамГТУ, Самара, Россия, irina.fedotova.1994@bk.ru Одним из средств повышения надежности магистральных нефтепроводов является размещение по трассе запорной арматуры, при помощи которой можно локализовать любую секцию между двумя ближайшими задвижками [1]. Зачастую в случаях аварий на нефтепроводах, возникают значительные трудности в локализации повреждений, в связи с самотечным опорожнением трубопровода. Тяжесть таких последствий определяется типом местности и ее значимостью для экосистемы. Уменьшить невосполнимый ущерб от данных аварий возможно снижением объема выхода нефти через аварийные разрывы. Анализ эксплуатации магистральных нефтепроводов показывает, что чаще всего запорная арматура используется для перекрытия трубопровода с целью проведения ремонта. Общей чертой у существующих технологических схем является то, что объем откачиваемой нефти определяется длиной ремонтируемого участка, профилем трассы и расстоянием между соответствующими линейными задвижками. В нормативно-технической документации [2] единственным 571 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ критерием расстановки запорной арматуры на линейной части (исключая случаи установки арматуры по технологическим требованиям) является расстояние до 30 км друг от друга. В работе [3] содержатся выводы о том, что снижение объема аварийного выхода нефти за счет увеличения количества единиц запорной арматуры неэффективно, ввиду того, что уменьшается влияние отдельно взятой единицы арматуры на данный объем. Также в работе [4] выявлено, что существует определенная зависимость между длиной трубопровода, опорожняющегося при аварии, и временем простоя. Влияние различных причин приводит к колебаниям времени простоя при аварии. Кроме того, предложена методика определения количества запорной арматуры по принципу минимальных суммарных затрат на приобретение, монтаж, эксплуатацию арматурных узлов, и ущерб, наносимый аварийными повреждениями линейной части и арматурных узлов. Таким образом, во всех проанализированных работах критерием оптимизации выбран ожидаемый объем выхода нефти при авариях, и выбирается тот вариант размещения арматуры, при котором ожидаемый объем выхода имеет минимальное значение. Соответственно, запорную арматуру необходимо размещать, придерживаясь нескольких критериев: 1) минимальный объем стока в случае самотечного опорожнения нефтепровода; 2) минимальный объем откачки в любом участке проведения ремонтных работ; В соответствии с данными критериями, были разработаны: алгоритм расчета объемов откачки в зависимости от координаты места откачки х 0 профиля (высотных отметок) z(x) трассы трубопровода и процедура оптимизации положения запорной арматуры (задвижек). Для программной реализации алгоритма и процедуры оптимизации использовался пакет Mathcad15. В качестве исходных данных, используемых алгоритмом определения объемов откачки, задаются длина L, диаметр D и геодезические отметки z(x) трассы трубопровода, и предполагаемая точка проведения ремонтных работ (либо точка повреждения трубопровода) x 0 . Алгоритм, анализируя геодезические высоты близлежащих секций трубопровода, определяет протяженность участков и объем нефти в них, который подлежит откачке. На основе указанного алгоритма строится зависимость объема V(x 0 ) (рис. 1(а)), подлежащего откачки, от координаты x 0 места откачки с учетом профиля z(x) (рис. 1(б)) трассы трубопровода. Высшие точки левого графика на рис. 1 являются точками, в которых будет наибольший объем откачки. 572 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ (а) (б) Рис. 1. Зависимость объема откачки от точки откачки (а) и профиль трассы трубопровода (б) Полученная зависимость V(x 0 ) выступает в качестве минимизируемого функционала (критерия) на этапе решения задачи параметрической оптимизации. В качестве оптимизируемых параметров выступают координаты X 1 ,X 2 … X n мест установки запорной арматуры. При расстановке арматуры учитываются объемы максимальной откачки – или в случае аварии – объемы максимального выхода нефти V n max (рис.2), которые необходимо минимизировать (минимаксный критерий оптимизации). Решение задачи базируется на альтернансном методе параметрической оптимизации [5]. Результаты решения задачи представлены на рисунках 2 и 3. (а) (б) Рис. 2. Зависимость объем откачки нефти V(x 0 ) в зависимости от точки откачки x 0 (на участке установлены четыре задвижки, без учета граничных), а- до оптимизации, б – после оптимизации. Результатом решения задачи оптимизации являются координаты мест расположения запорной арматуры, в сравнении с первоначальной расстановкой (рис.4), задвижки необходимо сместить: №1 на 5300 м вправо, №2 на 80 м влево, №3 на 400 м влево, №4 на 80 м влево. При этом максимальный объем откачки снижается на 2800 м 3 или 39% (рис. 2) 573 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис. 3.Оптимизированная расстановка запорной арматуры Рис. 4. Первоначальная расстановка запорной арматуры В работе описан подход к решению задачи оптимальной расстановки запорной арматуры по трассе нефтепровода с целью снижения объемов выхода/откачки нефти при аварийных ситуациях или ремонтных работах. Предложена методика оптимизации, базирующаяся на точном альтернансном методе. Библиографический список: 1. Таран В.А. Оптимальная расстановка линейной арматуры на магистральных нефтепродуктопроводах / В.А. Таран, Б.В. Самойлов // Нефтяное хозяйство. – 1969. - №6. – С.60-62 2. СП 36.13330 – 2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85 * . Вед. 2013-07-01. . – М.: Госстандарт России: Изд-во стандартов. 2001. – 27 с. 3. Дудников, Ю.В. Научные основы проектирования и обеспечения безопасности сложных участков линейной части магистральных нефтепроводов: дис. док. техн. наук. – Уфа, 2012. – 366 с. 574 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ 4. Азметов, Х.А. Реконструкция сложных участков линейной части магистральных нефтепроводов: дис. док. техн. наук. – Уфа, 1999. – 408 с. 5. Рапопорт Э.Я. Альтернансный метод в прикладных задачах оптимизации. - М.: Наука. 2000. – 336 с. УДК 622.692.23 МОДЕРНИЗИРОВАННЫЙ УТОРНЫЙ УЗЕЛ И ВОЗМОЖНЫЕ СПОСОБЫ ЕГО ИЗГОТОВЛЕНИЯ С.В. Водовских СамГТУ, Самара, Россия, vodovskih.sergei@mail.ru Введение В настоящий момент большую популярность имеют резервуары вертикальные стальные (РВС). В нашей стране их количество превышает 50 000 РВС различной вместимости в единой системе нефтеснабжения страны (общий объём более 30 млн.м 3 ). РВС - это металлическая емкость цилиндрической формы, сооруженная из прокатных стальных листов, предназначенная для хранения, приема и отпуска нефти и нефтепродуктов. Отмечая экономическую эффективность применения резервуаров больших объемов, следует учитывать некоторые особенности их работы. Вследствие: - увеличения объемов резко возрастают радиальные перемещения стенки. К примеру, в резервуарах объемом до 5 тыс. м 3 радиальные перемещения стенки от гидростатической нагрузки не превышают 7 – 8 мм, то в резервуарах больших объемов, для которых в нижних поясах стенки применяются стали повышенной и высокой прочности, радиальные перемещения доходят до 50 – 60 мм; - частых циклических нагрузок, вызванных наполнением и опорожнением продуктом, возникают изгибающие моменты и поперечные силы. При этом каждое единичное перемещение и перемещение от внешней нагрузки состоит из трёх слагаемых: 1) Перемещение с деформацией стенки; 2) Перемещение с деформацией днища; 3) Поворот уторного узла. 575 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ В зависимости от этих сочетаний слабым местом является место сварного соединения стенки с днищем (место уторного шва). К тому же в процессе сварки изменяются механические свойства стали, особенно проявляется ослабление прочностных характеристик “околошовных” зон, возможны скрытые горячие или холодные микротрещины, что могут вызвать активную коррозирующую способность. Вследствие таких недостатков резервуар может выйти из рабочего состояния, что крайне нежелательно и ведет к проведению дорогостоящего ремонта. Модернизированный уторный узел Ранее студентами СамГТУ Нефтетехнологического факультета было предложено модернизировать соединение стенка-днище. Вместо сварки уторного узла, предлагается использовать сегмент тороидальной формы, изготовленного по частям окружности. Были произведены сравнительные расчеты РВС вместимостью 50000 м3. Конструкция (рис.1) представляет собой скругленный угол с полками- катетами, изогнутый по длине в соответствии с заданным радиусом и по толщине полок равный толщине стенки первого пояса, что позволит исключить сварное соединение стенка-днище. Предлагаемая конструкция позволит: 1. Снизить напряжения в области уторного узла. 2. Уменьшить напряжения, возникающие в стенке от гидростатических нагрузок. 3. Увеличить время до появления микро- и макротрещин в местах вспучиваний и замедлить процессы коррозии днища резервуара и нижней части стенки. Рис. 1 По результатам расчетов, выполненных при помощи программы ANSYS выявлено, что максимальное напряжение в некоторых точках окрайки превышает предел текучести. В предлагаемой конструкции возникающие напряжения снижаются на порядок, что позволит увеличить срок службы нижнего, «окрайки» 576 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ и днища резервуара примерно в два раза, что поспособствует снижению годовых затрат на ремонт и повышению надёжности эксплуатации резервуарного парка. Способ изготовления Выбор способа изготовления - очень сложная, иногда трудноразрешимая задача, так как часто различные способы могут надежно обеспечить технические и экономические требования, предъявляемые к детали. Задача должна решаться комплексно со смежными задачами технологической подготовки производства. За счет рационального выбора метода получения заготовки и назначения экономически обоснованных припусков на механообработку можно снизить такие важнейшие технико-экономические показатели изготовления как трудоемкость и технологическую себестоимость изготовления. Метод получения заготовки, обеспечивающий технологичность изготовляемой из нее детали при минимальной себестоимости последней считается оптимальным. Свободная ковка Преимущества свободной ковки по сравнению с другими способами обработки металлов: - универсальность в отношении веса, формы и размеров партии изготовляемых заготовок; - обеспечение высоких механических свойств металла в изделиях; - отсутствие затрат на дорогостоящую технологическую оснастку; - возможность использования сравнительно маломощных машин. Свободная ковка незаменима в производстве крупных деталей, несмотря на то, что обладает рядом присущих ей недостатков: - сравнительно низкая производительность труда; - небольшая точность ковки, вызывающая необходимость значительных припусков и напусков металла, что приводит к повышению расхода материала и стоимости готовых изделий. Горячая объемная штамповка В сравнении с ковкой горячая штамповка обладает рядом преимуществ: - значительно более высокая производительность, в десятки раз превышающая производительность свободной ковки; - высокая точность и качество поверхности штампуемых поковок; - сокращается дальнейшая чистовая обработка резанием; - массовый выпуск дешевой продукции благодаря значительному снижению расхода металла на поковки и трудоемкости их дальнейшей обработки. С помощью штамповки получают детали исключительно сложной формы. Но необходимо учитывать, что штамп годен только для изготовления той поковки, для которой он спроектирован, в отличии от универсального инструмента свободной ковки. Именно поэтому применение штамповки выгодно лишь при 577 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ серийном или массовом производстве. Горячую объемную штамповку применяют в машиностроении и других отраслях промышленности для изготовления сложных по форме заготовок ответственных деталей. Предпочтение следует отдавать той заготовке, которая обеспечивает меньшую технологическую себестоимость детали. Если же сопоставляемые варианты оказываются равноценными, предпочтение следует отдавать варианту заготовки с более высоким коэффициентом использования материала. Библиографический список: 1. Иванов И. И., Соколов А. В., Соколов В. С. «Основы теории обработки металлов давлением», 2011 2. Сторожев М. В., Попов Е. А. «Теория обработки металлов давлением». Изд. 4-е, перераб. и доп. -М., «Машиностроение», 1977. ПРОМЫШЛЕННЫЕ ТРЕНАЖЕРЫ - ВАЖНОЕ ЗВЕНО В ПОВЫШЕНИИ КВАЛИФИКАЦИИ СОТРУДНИКОВ И ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ 1 Е.И. Заборовский, 1 А.Н.Князев, 2 А.С. Давыдова 1 Самарский государственный технический университет г. Самара, Россия, Еizabor@rambler.ru alexandrknyazev.ru@gmail.com 2 Российский государственный социальный университет Еizabor@rambler.ru Значительная часть сооружений промышленного фонда РФ исчерпала свой плановый ресурс и вступает в период интенсивных отказов. Повышение уровня безопасности персонала, снижение аварийности, поддержание на высоком уровне квалификации сотрудников являются важными задачами высшего менеджмента современных промышленных производств, особенно пожаро- и взрывоопасных. Трубопроводный транспорт предусматривает использование высоко автоматизированных средств контроля и обеспечение безопасности, повышение технологичности и надежности узлов и агрегатов, однако это привело к тому, что все более частой причиной нештатных ситуаций на производстве стал человеческий фактор. В связи с этим в настоящее время все большее 578 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ распространение получают интерактивные тренажеры на базе ПК. Такая тенденция позволяет существенно снизить влияние человеческого фактора на ход технологического процесса за счет повышения уровня профессионального мастерства рабочего персонала [5]. Назначение тренажеров: - повышение эффективности обучения персонала за счет приобретения не только теоретических, но и практических знаний; - поддержка и статический контроль квалификации персонала; - отработка действий взаимодействий в нештатных ситуациях без реальной угрозы персоналу, течению техпроцесса и оборудованию; - повышение уровня самостоятельности сотрудников при принятии обдуманных решений в аварийной ситуации в условиях дефицита времени; - ознакомление с расположением опасных зон и с характером потенциальных угроз; - повышение качества взаимодействия оперативного и диспетчерского персонала. Анализ причин отказов и аварий нефтегазовых сооружений свидетельствует о превалирующем влиянии коррозионного фактора. Так в нефтедобывающей промышленности и на транспорте нефти и газа до 70% отказов происходит по причине коррозионных повреждений. Продлить «жизнь» трубопроводных систем, обеспечить требуемый уровень экологической и техногенной безопасности можно путем поддержания высокого уровня их эксплуатационной пригодности и работоспособного состояния. Очевидно, что комплекс организационно-технических мероприятий должен включать в себя вопрос подготовки специалистов не только на предприятии, но и в ВУЗах. С этой целью разрабатываются методики обучения, комплексы организационно- технических мероприятий, создаются стенды-имитаторы. Все это в целом способствует пониманию физического процесса коррозии, методического подход к расчету оптимальных режимов систем ЭХЗ магистральных трубопроводов с учетом фактического состояния антикоррозионных покрытий трубопроводов (АКП), активности грунта, технических характеристик станций катодной защиты (СКЗ), защитного потенциала и других показателей. На кафедре Трубопроводный транспорт» Самарского государственного технического университета был разработан тренажер, позволяющий наглядно продемонстрировать, как влияют входные параметры на распределение защитного потенциала по длине магистрального трубопровода. Рассмотрим технологическую схему защиты магистральных трубопроводов от коррозии с помощью систем ЭХЗ, представленную на рис. 1 579 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис. 1. Технологическая схема защиты от коррозии Участок трубопровода между двумя СКЗ разбит искусственно на конечные элементы +1+2+3+4+5/-5-4-3-2-1. В данном случае по пять на зону действия каждой СКЗ. Каждая зона имеет своё удельное сопротивление грунта . Токи I a протекают от анода СКЗ по грунту к трубе, далее, преодолевая сопротивление изоляции по металлу трубопровода защитной зоны СКЗ к отрицательному полюсу источника. Защитный ток, создающий требуемую разность потенциалов «труба- земля», накладываемый на трубопровод от станции катодной защиты распределяется по длине трубопровода неравномерно. Максимальное значение разности потенциалов находится в точке подключения СКЗ. По мере удаления в обе стороны от этой точки разность потенциалов «труба-земля» уменьшается. Максимальное значение потенциала не должно превышать минус 1,15 В, минимальное значение разности потенциалов не ниже минус 0,85 В по ГОСТ Р 51164-98. 580 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ В основу математической модели процесса функционирования системы ЭХЗ положен численный метод конечных элементов, позволяющий учесть неоднородность параметров трубопровода, АКП и окружающей среды. Участок трубопровода разбивается на конечные элементы длиной h. При достаточно малых h разность защитных потенциалов, измеренная на грунте над трубой при диагностировании, можно считать приблизительно равной разности потенциалов непосредственно на трубе, что справедливо при однородности грунта и АКП трубы в пределах шага дискретизации h. Уравнение для потенциалов на узлах конечно-элементной сетки [2]: i п i п i т i т i т i i т i i R R h h R h R h R h R , 1 , , 1 , , 1 1 , 1 2 1 1 , где i т R , – продольное сопротивление трубы на i-м элементе, Ом/м; i п R , – переходное сопротивление АКП трубы на i-м элементе, Ом/м; i – номер узла на конечно-элементной сетке. Продольное сопротивление трубы на i-м элементе i т R , задается в качестве исходной информации из результатов проведения комплексного обследования коррозионного состояния МН или может быть рассчитано [3]: i т i т i т i т i т D t R , , 3 , , , 10 20 1 , где i т, – удельное сопротивление материала трубы, Ом мм 2 /м; – температурный коэффициент электрического сопротивления стали при 20 С, 1/С; i т D , – диаметр трубы, м; i т, – толщина стенки трубы, мм; t – максимальная эксплуатационная температура стенки трубы, С. Переходное сопротивление АКП трубы на i-м элементе i п R , определяется как сумма сопротивления АКП и сопротивления растеканию трубопровода [4]: i т i р i из i п D R R R , , , , , 581 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ где i из R , – сопротивление АКП трубопровода на момент измерения, Ом м 2 ; i р R , – сопротивление растеканию трубопровода, Ом м 2 Сопротивление растеканию трубопровода i р R , определяется из результатов численного решения трансцендентного уравнения [3]: i т i т i т i р i т i г i р R H D R D R , , , 2 , , , , 4 0 ln 2 , где i г, – удельное сопротивление грунта, Ом м; i т H , – глубина залегания трубы, м. Основное меню программы (тренажера) имеет следующую структуру: файл: - новый проект; - открыть проект; - сохранить проект. - выход; модель: - расчет; окна. Окно параметров модели приведено на рис. 2. 582 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис. 2. Окно параметров модели Основные параметры, необходимые для проведения моделирования: - длина трубопровода; - шаг квантования по длине; - температурный коэффициент сопротивления материала трубы, температура окружающей среды; - распределение диаметра трубопровода по длине; - распределение толщины стенки трубопровода по длине; - распределение удельного сопротивления трубопровода по длине; - распределение глубины залегания трубопровода по длине; - распределение удельного сопротивления грунта по длине; - распределение удельное сопротивление изоляции трубопровода по длине. 583 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис. 3. Распределение накладываемого потенциала при нормальном и среднем повреждении изоляции Снижение сопротивления изоляции или других входных параметров отражается на величине защитного потенциала (рис. 3). Таким образом, варьируя входными данными, можно найти: - протяженность зоны защиты трубопровода (L, м); - значение силы тока СЕЗ (а); - значение мощности СКЗ (Р, вт); - величину защитного потенциала по всей длине защитной зоны; - дефекты в изоляционном покрытии трубопровода. То есть оптимизировать работу ЭХЗ с учетом различного влияния входных параметров. |