ЗАЩИТА ОТ НЕДОПУСТИМОГО ПРЕВЫШЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НА НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЯХ С ЕМКОСТЬЮ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПРУЖИННЫХ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»

УДК 621.646

Л.М. Беккер, главный технолог ОАО «Гипротрубопровод»,

Е.Г. Пинаева, к.т.н., начальник отдела, Ю.И. Тарасьев, первый заместитель генерального директора ЗАО «НПФ «ЦКБА», e-mail: yut@ckba.ru

ЗАЩИТА ОТ НЕДОПУСТИМОГО ПРЕВЫШЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НА НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЯХ С ЕМКОСТЬЮ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПРУЖИННЫХ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ

Защита технологических трубопроводов на нефтеперекачивающих станциях (далее - НПС) с емкостью, а также линейной части магистральных нефтепроводов от недопустимого превышения давления осуществляется путем установки на входе НПС с емкостью предохранительных клапанов (далее - ПК).

Согласно 4.2 ГОСТ 12.2.085 /1/ количество клапанов, их размеры и пропускная способность должны быть выбраны так, чтобы в сосуде не могло создаваться давление, превышающее расчетное давление более чем на 0,05 МПа (0,5 кгс/см2), для сосудов с давлением до 0,3 МПа (3 кгс/см2), на 15% - для сосудов с давлением свыше 0,3 до 6,0 МПа (от 3 до 60 кгс/см2) и на 10% - для сосудов с давлением свыше 6,0 МПа (60 кгс/см2).

Согласно 3.3.2 ГОСТ 12.2.085 расчетное давление - это избыточное давление, на которое производится расчет прочности сосуда в соответствии с ГОСТ 14249 /2/.

Исходя из указанных условий, ПК, применяемые в системах АК «Транснефть», должны быть установлены таким образом, чтобы удовлетворять следующим основным требованиям: • при наибольшем избыточном давлении на входе ПК (РГ) клапан должен быть закрыт и обеспечивать заданную степень герметичности в затворе. Согласно 3.2.3 ГОСТ 12.2.085 давление РГ является давлением настройки ПК. В настоящее время в системах маги-

стральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» РГ, согласно РД 153-39.4113-01 /3/, принимается на 2,0 кгс/см2 выше максимального рабочего давления РРАБ в технологическом трубопроводе. Согласно 3.2.1 ГОСТ 12.2.085 рабочее давление - это наибольшее избыточное давление, возникающее при нормальном протекании рабочего процесса, без учета гидростатического давления среды и допустимого кратковременного повышения давления во время действия ПК. Под нормальным протеканием рабочего процесса следует понимать условия (давление, температуру), при сочетании которых обеспечивается безопасная работа сосуда;

• при повышении давления в трубопроводе до величины, равной Р1 « 1,15РГ, клапан должен полностью открыться так, чтобы обеспечить заданное значение коэффициента расхода а;

• клапан должен закрыться при давлении закрытия РЗ не ниже РЗ « 0,8РГ, но выше, чем РРАБ. При невыполнении указанного условия изменяется значение РГ.

Коэффициент расхода является гидравлическим параметром ПК, ко-

торый, в совокупности с проходной площадью в седле F (произведение а F называют еще эффективной площадью), характеризует гидравлическое совершенство клапанов, так как пропускная способность ПК (расход через клапан) прямо пропорциональна произведению а F.

Пропускная способность ПК рассчитывается по формуле, приведенной в ГОСТ 12.2.085:

/р _р

Окл = 1,59 . а . Р . (!)

где а - коэффициент расхода; Р - наименьшая площадь сечения в проточной части седла, мм2; р - плотность нефти, кг/м3; Р1 - наибольшее избыточное давление перед клапаном (избыточное давление до клапана, равное как минимум давлению полного открытия), кгс/см2; Р2 - давление за предохранительным клапаном в положении его полного открытия при сбросе нефти в резервуар, при От производительности МН, кгс/см2.

Р2 = Рпот + Рст, (2)

где РПОТ - гидравлические потери давления в трубопроводе сброса, подключенном к резервуару при сбросе нефти, кгс/см2;

РСТ - гидростатическое давление столба нефти на закрытый ПК, возникающее в трубопроводе сброса, кгс/см2,

Рст = ЛZ .р / 104,

(3)

где ДZ - разность отметок между положением ПК и верхней образующей трубопровода сброса нефти в точке ввода в резервуар ^2), м,

ДZ = Z2 -

Требуемое количество рабочих ПК (п), входящих в узел, определяется как целое большее значение числа, равного отношению производительности узла (производительности сброса) ПК к пропускной способности одного клапана

ПЙ

От/

(5)

где QT - производительность узла (производительность сброса) с установленными ПК, м3/ч.

Из формулы (1) следует, что при увеличении значения Р1 пропускная способность ПК увеличивается.

Следует отметить, что требуемая производительность сброса через ПК зависит от схемы включения резервуаров на НПС.

При включении по схеме «через емкость» производительность сброса соответствует производительности нефтепровода.

При включении по схеме «с подключенной емкостью» производительность сброса равна разности производитель-ностей нефтепровода на входе и выходе НПС,если производительность нефтепровода на входе НПС превышает производительность нефтепровода на выходе НПС. Таким образом, при этой схеме подключения резервуаров производительность сброса нефти через ПК является весьма неопределенной и может меняться в широком диапазоне. Так как при схеме с «подключенной емкостью» возможна остановка перекачки на выходе НПС, то производительность сброса соответствует производительности нефтепровода. Таким образом, в формуле (5) производительность сброса следует принимать равной производительности входного нефтепровода. При этом через узел сброса, в зависимости от разных условий работы нефтепровода в целом, может сбрасываться нефть с различными

расходами, существенно отличающимися от производительности, принятой в формуле (5).

Расчет требуемого количества ПК, установленных на входе НПС с емкостью при заданной производительности сброса, производится в следующем порядке.

1. Рассчитать пропускную способность ПК по формуле (1).

Для узла ПК, расположенного на входе в резервуарный парк,

• наибольшее давление на входе в клапаны, при котором обеспечивается заданная степень герметичности, равно Рг = Рраб + АР,

где АР - зазор безопасности, равный 0,2 МПа.

• давление полного открытия равно Р!= РА4,15.

При этом давление Р1 не должно превышать величины расчетного давления защищаемого трубопровода РРАСЧ, т.е. Р1 « РМАХ.. Если Р1 > РМАХ, то Р1 принимается равным РМАХ, и тогда Рг = РМАХ /1,15. Если Р1 < РМАХ, то принимается Р1 =РРАСЧ

= РМАХ.

2. Рассчитать давление в линии сброса Р2 по формуле (2). В случае одновременного подключения на входе НПС одних и тех же резервуаров для приема нефти от двух и более нефтепроводов давление Р2 рассчитывается из условия одно-

450059, г. Уфа, ул. Р. Зорге, 35 тел./факс: (347) 223-74-15, 223-74-17 е-таН: armgarant@ufamail.ru www.armgarant.ru

Таблица 1

обозначение клапана коэффициент расхода а диаметр седла, мм площадь седла, мм2

СППК4Р 150-16М1 0,650 75,000 4415,625

СППК4Р 200-16М 0,530 142,000 15828,740

ЦКБ П55224-200 0,600 162,000 20601,540

ЦКБ П55227-200 0,600 134,000 14095,460

временного сброса через узлы предохранительных клапанов, подключенных к этим нефтепроводам.

3. Рассчитать пропускную способность ПК по формуле (1).

4. Количество ПК в узле рассчитать по формуле (5).

Номер пружины ПК выбирается по значению давления настройки (Рн). Давление настройки пружины ПК рассчитывается по формуле (3.2.4 ОТТ 16.01-74.20.11-КТН-059-1-05 /5/)

Ы-р

ЙТ. (10).

^н - ^г Рст _ ^г

1 - корпус, 2 - седло, 3 - кольцо, 4 - золотник, 5 - пружина

Рис. 1. Общий вид полноподъемного пружинного ПК

Приведенные выше положения послужили основой для разработанной Методики расчета необходимого количества предохранительных клапанов в системах защиты НПС магистральных нефтепроводов /4/. В настоящее время на НПС эксплуатируются пружинные предохранительные клапаны типа СППК условного диаметра DN 150 и DN 200 на условное давление PN 16 производства Благовещенского арматурного завода. Эти клапаны изначально проектировались для использования на газообразных (сжимаемых) средах и поэтому имеют очень низкие коэффициенты расхода а при использовании их на несжимаемых средах. Так, у клапана СППК4 150-16 коэффициент расхода, по данным каталога завода-изготовителя, равен а = 0,4, а у СППК4 200-16 - а = 0,1. Поэтому в узлах сброса нефти на НПС установлено очень большое количество клапанов. В 2005 г. по заказу ОАО «АК «Транснефть» ЗАО «НПФ «ЦКБА» совместно с арматурным заводом- изготовителем ПК была выполнена работа по модернизации указанных клапанов с целью увеличения коэффициента расхода на несжимаемых рабочих средах. Была изменена конфигурация деталей клапана (золотника, регулирующего кольца и др.) с тем, чтобы максимально использовать энергию рабочей среды при открытии клапана. В результате испытаний были подтверждены коэффициенты расхода, приведенные в таблице 1. Кроме того, были разработаны, успешно прошли приемочные испытания и рекомендованы к серийному производству пружинные предохранительные клапаны DN 200 по чертежу ПК ЦКБ П55224-200 на PN 16 с увеличенным, по сравнению

с СППК4Р 200-16М, диаметром седла и ЦКБ П55227-200 на PN 25. Коэффициенты расхода этих клапанов также приведены в таблице 1. Использование в системах НПС модернизированных СППК взамен существующих позволит уменьшить число установленных в настоящее время клапанов. Общий вид полноподъемных пружинных клапанов типа СППК и ЦКБ П55224-200 (ЦКБ П55227-200) представлен на рис. 1.

Необходимо отметить, что устойчивая работа (без вибраций, ударов и пр.) клапанов такого типа обеспечивается только в случае, когда суммарная пропускная способность установленных ПК при Р1 = 1,15Рг не будет отличаться от максимального аварийного расхода в системе более чем на 10%. При меньших величинах аварийного расхода клапаны могут работать нестабильно. Это связано с тем, что рассматриваемые ПК, в силу особенностей своей конструкции, являются предохранительными клапанами двух-позиционного действия (положение золотника либо закрыто, либо полностью открыто).

Если через узел сбрасывается расход нефти меньший,чем суммарная пропускная способность установленных ПК, давление перед ними резко упадет и клапаны закроются. При дальнейшем нарастании давления перед клапанами они вновь откроются и, сбросив расход среды, закроются. Такой колебательный процесс «открытия - закрытия» клапанов будет продолжаться до тех пор, пока давление до клапанов будет превышать значения давления настройки, что приведет к дестабилизации работы системы, преждевременному выходу клапанов из строя.

При широком диапазоне давлений между РМАХ и РГ, для обеспечения устойчивой работы предохранительных клапанов может быть использована их «ступенчатая» (с интервалом 0,5 кг/см2) настройка на давления полного открытия. В этом случае, при возникновении в системе аварийного режима, не связанного с необходимостью сброса максимального расхода нефти, первым откроется клапан, настроенный на минимальное давление полного открытия. В случае, если его пропускной способности окажется недостаточно для сброса аварий-

1 - главный клапан (ГК);

2 - импульсный клапан (ИК);

3 - золотник ГК;

4 - крышка ГК;

5 - пружина ГК;

6 - золотник иК;

ного расхода, давление в системе будет продолжать расти, что приведет к срабатыванию клапана, настроенного на следующую ступень давления полного открытия. Этот процесс последовательного срабатывания предохранительных клапанов будет продолжаться до тех пор, пока не уравняются величины аварийного расхода и пропускной способности открывшихся клапанов. Для исключения срабатывания устанавливаемых клапанов при малых значениях аварийного расхода (существенно меньших, чем их рассчитанная пропускная способность), может быть предусмотрена дополнительная установка предохранительного клапана меньшего DN (например, DN 50) с настройкой на самую низкую величину давления полного открытия. В этом случае срабатыванию основных клапанов будет предшествовать срабатывание «сигнального» предохранительного клапана, «защищающего» систему от неэффективного срабатывания при

7- пружина;

8 - винт регулировочный;

9 - поршень;

10 - толкатель;

11 - фильтр;

12, 13 - трубы, соединяющие ГК и ИК.

малых значениях аварийного расхода. Следует иметь в виду, что применение такой схемы настройки клапанов может потребовать установки в них индивидуальных пружин, отвечающих выбранному диапазону настройки. Эта возможность конструкцией разработанных предохранительных клапанов предусмотрена.

Представляется также целесообразным проработать вопрос об использования других типов ПК, отвечающих условиям эксплуатации на НПС. Указанных выше недостатков лишены ПК со встроенным импульсным механизмом (так называемые «пилотные клапаны»). Принципиальная схема такого клапана представлена на рис. 2. Надзолотниковая полость ГК соединена с входным патрубком посредством дросселирующего отверстия в золотнике ГК поз.3, эта же полость соединена с входным патрубком ИК поз.2. Настройка клапана осуществляется путем регулирования усилия пружи-

Рис. 2. Принципиальная схема ПК со встроенным импульсным механизмом

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ трубопроводная арматура \\ 81

ны ИК поз.7 винтом поз.8. Пружина ГК поз.5 имеет установочную функцию и на настройку клапана не влияет. При давлении, равном давлению настройки, ИК и ГК закрыты. ГК закрыт за счет разности площадей со стороны входного патрубка и надзолотниковой полости, на которые действует давление рабочей среды. При повышении давления ИК открывается и происходит сброс среды из надзолотниковой полости ГК через трубу поз.13 в выходной патрубок ГК. Сброс происходит быстрее, чем поступление среды из-за наличия дросселирующего отверстия в золотнике ГК. Таким образом, ГК открывается и происходит сброс среды через него (корпус ГК). При понижении давления ИК закрывается, давление на входе ГК и в надзолотниковой полости выравнивается и ГК закрывается. Вход ГК с трубой поз.12 соединен со вторым входом ИК. Для обеспечения стабильности работы (поддержания в открытом положении) ИК при открытом ГК в корпусе ИК имеется второй вход, соединенный с входным патрубком ГК трубой поз.12. За счет поршня поз.9, который посредством толкателя поз.10 соединен с золотником ИК поз.б., ИК поддерживается в открытом положении.

Также в ИК возможна установка фильтра поз.11.

ГК является клапаном пропорционального действия. В зависимости от давления на входе изменяется степень открытия ГК. При увеличении давления во входном патрубке разность давлений на входе ГК и в надзолотниковой полости ГК растет (из-за того, что между собой они соединены дросселирующим отверстием), и, следовательно, золотник ГК открывается на больший ход.

К недостаткам ПК со встроенным импульсным механизмом можно отнести:

• отсутствие проверки на пробное срабатывание ПК и ГК в процессе эксплуатации;

• возможность нарушения работы ПК со встроенным импульсным механизмом при засорении фильтра ПК или дросселя ГК.

В конструкцию ПК со встроенным импульсным механизмом необходимо включить проверку по перепаду давления на фильтре ПК с одновременной очисткой дросселя ГК при принудительном срабатывании ПК. Таким образом, клапаны со встроенным импульсным механизмом, с учетом устранения в конструкции приведенных выше недостатков, в наибольшей степени отвечают требованиям, предъявляемым к предохранительным устройствам, предназначенным для работы на жидкости.

При установке ПК на НПС с емкостью рекомендуется соблюдать следующие правила.

1. В соответствии с 7.9 ГОСТ 12.2.085 присоединительные трубопроводы клапанов должны быть защищены от замерзания в них рабочей среды. Поэтому надземные трубопроводы на входе и выходе предохранительных клапанов и трубопроводы сброса должны быть оборудованы тепловой изоляцией и электроподогревом.

2. При выводе одного из двух резервуаров сброса в ремонт необходимо вводить в эксплуатацию предохранительный клапан, находящийся в горячем резерве, что компенсирует уменьшение пропускной способности узла предохранительных клапанов, вызванное увеличением противодавления на линии сброса.

3. Емкость резервуаров сброса должна обеспечивать прием нефти в объеме как минимум часовой производительности нефтепровода или часовой производительности нескольких нефтепроводов, если технологические резервуары для приема нефти из этих нефтепроводов общие, т.е. удовлетворять условию

n м

т-Еа^Е^«-^, (12)

¡=1 ¡=1

где т - время сброса, принимаемое равным х = 1 час;

М - количество резервуаров сброса, шт.;

V - строительный номинал '-го резервуара сброса, м3;

Ки - коэффициент использования емкости '-го резервуара (7.2.4 РД 153-39.4113-01);

N - количество нефтепроводов, подключенных к общим технологическим резервуарам, шт.;

Qнj - производительность 1-го нефтепровода, которая соответствует производительности узла №1 предохранительных клапанов, подключенного к этому нефтепроводу, м3/ч. В предлагаемой публикации нами рассмотрен только аспект выбора необходимого количества предохранительных клапанов, исходя из величины аварийного расхода в системе и пропускной способности клапанов. Не менее важным является расчет необходимого количества клапанов (требуемого резерва), обеспечивающего заданную надежность системы защиты НПС магистральных нефтепроводов от аварийного превышения давления, исходя из требований ОТТ 16.01-74.20.11-КТН-059-1-05 к безотказности отдельных ПК. Соответствующая методика в настоящее время находится в разработке.

Литература:

1. ГОСТ 12.2.085-02 Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные.

Требования безопасности. Государственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации. Минск, 2002.

2. ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. М.: изд-во «Стандарты», 1989.

3. РД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных трубопроводов. ОАО АК «Транснефть», Гипротрубопровод, М., 2001.

4. РД 23.060.40-КТН-134-07 Методика расчета количества предохранительных клапанов на НПС с резервуарным парком. ОАО АК «Транснефть», М., 2008.

5. ОТТ 16.01-74.20.11-КТН-059-1-05 Общие технические требования к предохранительным клапанам магистральных нефтепроводов. ОАО АК «Транснефть», М., 2005.

Ключевые слова: трубопроводная арматура, клапаны предохранительные, магистральные нефтепроводы

11 ponan iтс я под патронатом Комитета по энергетике Государственной Думы РФ

ПРОМЫШЛЕННОСТЬ РОССИИ

8 - 10 декабря 2009 г., Москва, ЦВК "ЭКСПОЦЕНТР3

ВЫСТАВКИ

НЕФТЕГАЗОВЫЙ ПОТЕНЦИАЛ РОССИИ

к

OIL AND GAS POTENTIAL OF RUSSIA

РОСH EФТЕГАЗí I POM

t* i tK#.

RQSNEFTEGAZPROM

ГАЗО НЕФТЕХИМИЯ

МАЛЫЕ ПРЕДПРИЯТИЯ-HE ФТЕ ГАЗОВОМ У КОМПЛЕКСУ

ШЫ

g&zoneftekhimia

SMALL ENTERPRISES FOR OIL AND GAS COMPLEX

ДЕЛОВАЯ ПРОГРАММА: Международный Топливно-энергетический и газонефтехимический конгресс

Министерства энергетики РФ, Союза нефтегазопром ышлен ни ков России Союз а ирри 'ню д] ггел ей 11 с фте га jobo го ü C¡ орудо ваш 1я

ШИМАНИБ: Д ирскш i я Фо ру ма: ООО Экс п обро кс р"

Темы докладов. Ф.И.О.. должность докладчиков (499) 760-3 1-61, (499) 760-26-48, предоставить до ЮЛ .2009 г. п ьлсктрошщл виде. (499) 760-27-86, b i 1 d (¿í b k. г ц

Официальный сайт выставки w ww.expobrokef;rti