管道再启动（精选7篇）
管道再启动 篇1
1 背景
科特油田由两个油藏组成, 钻探试验取得的油样评价表明, 某些油井的原油倾点高达24 ℃, 用模型管道测得0 ℃时的屈服值高达120 Pa。
由于科特原油的含蜡特性, 以及受输送管道和增压泵的限制, 制定了提供给海尔德A平台原油的性能要求, 最高倾点定为0 ℃, 0 ℃时测得的最大屈服值为16.8 Pa。
受原油产量的限制, 不可能在管道启动之前进行广泛的降凝剂室内实验。不过, 已筛选出一种有效的降凝剂, 但需要的添加量大, 处理成本高。
1984年荷兰大陆石油公司首次从科特油田生产原油。为了研究可靠的方法和步骤, 以定量蜡的严重影响程度, 以及研制可使管道系统在最低成本下安全运行的降凝剂, 该公司制定了一个实验室计划。该计划主要集中于仪器和方法的研究, 使实验室测定的原油倾点和屈服值能代表和反映管道系统内原油的实际物性。这种方法一旦确定, 便能评价卖方提供的或者室内研制的各种降凝剂, 以确定最有效的廉价药剂。
2 试验方法的研究
2.1 倾点
以倾点来表示含蜡原油的特征, 以及热历史对结果的影响已有广泛的报道。在此项研究中, 处理前后原油的倾点是用修改后的ASTM-D97试验方法来确定 (该方法中修改了油样的预热温度) 。标准方法要求试验期间 (在降温之前) 将试样加热至46 ℃。修改后的试验方法是将试样重新加热至现场原油可能受到的最热温度, 一般是油藏温度或加热炉 (处理器) 温度。根据室内和现场对大量原油的测定, 包括科特原油在内, 可以相信, 修改后的方法更能精确地指示现场条件下的倾点。
对科特油而言, 油藏温度约为70 ℃, 平台处理温度为74 ℃。因此, 在修改后的方法中, 试样被加热至74 ℃, 持续2 h, 然后冷却, 直至凝固, 确定其倾点。在平台上 (用地层原油) 和试验室对标准的和修改后的试验方法进行了比较。在平台上试验时, 用取自74 ℃的原油作为就地热油试样, 然后冷却, 直至凝固。这样总是得出最低的倾点, 这种倾点称为“实际倾点”。
试验前, 如果将这些试样中的一部分降至环境温度, 然后重新加热至46 ℃, 通常会测得较高的倾点。另一方面, 如果在实验前将冷却至环境温度的一部分试样重新加热至74 ℃, 便得到与实际倾点相近的结果。
室内实验是在荷兰和美国两地进行的, 同样的温度影响甚至比平台上观察到的更明显。试样被运送上岸及至美国的过程中, 经历了较大的温度变化。对试样进行了大范围的预热温度试验, 然而, 只有当试样被重新加热至现场温度时, 所测得的结果才与用地层原油测得的“实际倾点”相近。
2.2 屈服点
为了能预测管道系统所需的再启动压力, 原油的屈服点或胶凝强度比其倾点更为有用, 不足之处是缺少标准的工业测试方法, 而且需要48 h或更长的测试时间, 所需的原油用量也较大。
原油的屈服值由浸泡在温控水域中的模型试验管道测定。最初的试验和方法研究在俄克拉荷马州庞克城Conoco研究发展中心的模拟管路上进行, 管道直径25.4 mm, 长3.05 m。然后建立了同样的第二条模拟管路。建立第二条模拟管路是为了就地监控和实施屈服值特性的测试, 同样避免运送大量试样到美国, 节省了时间和费用。从技术观点看, 将第二条模拟管路就地安装在平台上是非常理想的, 但由于受场地和人力的限制而未实施。
研究计划进行到6个月, 建立了第三条模拟管路, 其直径6.17 mm, 长16 m, 目的是从这条与工业上规模相近的模型管道得到对比数据。
对测试变量, 如预加热温度、冷却速率、剪切速率和测试温度等影响的研究, 证实了其他人所报道的一般趋势和观察结果。这些变量对科特原油也很重要。此外, 不可能标定模型管路, 因为文献中几乎没有报道过相似条件下从现场管道系统和室内模拟管路测得的屈服值和再启动压力数据。另外, 不可能得到标定模型管路所需的同样液体测试试样。现场模拟数据相当少并不奇怪, 即使从室内得到数据相当容易, 含蜡原油管道的操作人员并不愿意关闭几天或数周去做这种实验, 不仅是由于产量减少而降低收益, 若原油形成阻碍流动的胶凝结构, 还要冒不能再启动的风险。
最后, 选取的测试条件最接近模拟现场原油所处的条件。
对11家药剂商推荐的降凝剂进行了倾点和屈服值的性能评定。由于降凝剂只对特定原油有效, 故在推荐之前, 每个厂家都用其产品对科特原油进行了试验。
所做的最后评定是在未处理原油中加入一个已知量的药剂, 按Conoco公司研究的方法测量倾点和屈服值, 改变降凝剂浓度使之满足性能要求。最后选取了Conoco公司的Gelstop78降凝剂。科特和洛格混合油的处理最有效。为了达到0 ℃时的倾点和0 ℃时所测的屈服值为16.8 Pa的要求, 在科特和洛格混合油中只需体积浓度为0.000 2～0.000 25的添加剂 (在单一的科特原油组分中需0.000 325～0.000 4) 。为了确定温度对原油屈服值的影响, 模型管路除了在0 ℃测试外, 还在3、6、9 ℃进行了测试, 以确定降凝剂处理方案的安全边界和观察海底温度季节性变化的影响。
两条直径不同的模型管路测得的结果在此屈服值范围 (19 Pa) 吻合得很好。在更高的屈服值范围 (如未处理原油的屈服值) , 小直径模型管路比大直径模型管路测得的屈服值高2～3倍。冬季最低海底温度为3～6 ℃, 夏季为9～12 ℃。6 ℃时的屈服值比0 ℃的屈服值低一半多;9 ℃时的屈服值再小一半, 故处理到3 ℃, 即低于当时的海底温度, 应该是达到一定的界限了。
3 系统停输
一艘长166 m的瑞典轮船在一次台风中失控, 大风和巨浪驱使该船漂向海尔德和黑尔姆平台, 该船在输送管道处下沉, 之后不久管压突然下降, 管道被迫停运。台风过后的第三天, 调查船证实, 失事船的残骸正横卧在管道线路上。
当管道停运时, 科特-海尔德管段内的原油含0.000 142的降凝剂。据估计, 海水温度为6～7 ℃。
从荷兰SGS试验室搜集的历史平均数据可以看出, 科特和洛格混合油的屈服值在6 ℃时预测为11.5 Pa。再启动压力由下式计算:
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式中 P——再启动压降, MPa;
Y——屈服值, Pa;
L——管道长度, km;
D——管道内径, mm。
科特—海尔德管道长20.4 km, 直径286 mm, 预计再启动压力为3.3 MPa。
4 系统的再启动
修复管道用了24天, 在失事船残骸两端将管道截断, 另敷设一段新管旁路连接。重新再启动管道并严密监测压力读数。泵启动10 min后, 科特平台上最高出口压力为3.6 MPa, 管道终端的相应表压为0.2 MPa。故启动时, 管道上的最大压降为3.4 MPa, 这与预计的启动压力值3.3 MPa非常相近。
用处理过的原油将停输期间管内的原油替换出来, 并以此作为试样, 用两种模型管路——荷兰SGS试验室大直径模型管路和Conoco研究发展中心小直径模型管路进行了测试。模型管路测得结果一般都有一定的差别, 不过, 在此屈服值范围内, 这些数据表明两条模型管路给出的结果相差不大。此外确定了再启动压力应在2.1～3.5 MPa范围。
5 结论
降凝剂可有效地用于输送含蜡原油管道的再启动保护。在科特管道非计划停输期间采用了这种处理方法, 这是由于它能防止原油凝固, 使原油迅速重新流动, 不超过原油的再启动压力。然而, 降凝剂只对特定的原油有效, 故应仔细地进行筛选。
用模型管路可以预测再启动压力的大小。试验条件对测试结果有很大影响, 因此试验条件应尽可能地符合现场条件。
管道再启动 篇2
当含蜡原油产生时, 海上原油的输送变得非常困难。早期含蜡原油的定义:假设它们是由陆生的或者高等植物原料衍生的。目前很清楚地认识到石油也可以来源于湖泊和海洋物质。这些原油含有大量的高分子石蜡族烃, 大多数在C18~C65范围内, 含蜡量从低到南圣路易斯州的1%到犹他州阿尔塔蒙特的高达50%。在热储层条件下, 含蜡原油具有牛顿流体特性, 当在海底低温下流动时, 高分子石蜡烃 (主要是直链烃) 开始从溶液中沉淀出来, 表现为原始的非牛顿流体特性。当温度低于析蜡点 (WAT) 时, 原油中石蜡析出并且开始沉积到管壁上。这样就会降低储层流体流动的有效区域, 更严重的情况是管道将被完全堵塞。对于一个管道工程, 如果没有合适的经济上可行的减缓析蜡的方法, 那么管道将被停用。
2 海底管道停输冷却过程中含蜡原油演化各个阶段的概述
2.1 蜡析出
原油中石蜡析出被认为是热动力分子饱和现象, 当原油冷却到特定的析蜡点时发生。析蜡点是原油开始析出蜡晶粒时的温度。蜡晶在冷却过程中的析出是两个重要过程的共同作用:晶体成核和晶体生长。晶体成核, 正如名字所表明, 是最小的粒子——晶核的表现, 这一过程能够促进结晶和增长。晶体成核过程可以是原始的 (即刚开始溶液中没有晶体存在情况下发生) 或者是再生的 (即体系中已经有晶体存在的情况下发生进一步沉积) 。原始成核可能是均质的 (只发生在溶液内部, 不与任何表面接触) 或是非均质的 (与固体表面接触) 。另一方面, 晶体生长简单地说即为在已经存在的晶面上物质的沉积。这是一个动态过程, 结晶通过石蜡族烃组分的分子扩散不断从液体溶液到晶核界面, 从而蜡烃链与晶格结构不再匹配。文献针对这种现象做了大量模拟研究, 这些研究主要针对两个方面:蜡结晶动力学和热力学模型。
研究等温和非等温结晶动力学的主要学者分别是Avrami和Ozawa。Ozawa公式是对Avami模型的扩展, 从等温结晶扩展到非等温结晶, 假设以恒定速率加热或者冷却样品, 并且以数学推导和Evans的有效性为基础。许多研究不同体系下结晶的学者广泛应用这些模型。近期, Zougari和Sopkow以及Lopes-da-Silva和Coutinho应用这些模型成功地阐明了含蜡原油系统中结蜡/胶凝机理。这两个唯象模型分别表述为
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式中 X——相对结晶度;
k, n——相对于时间的常量;
λ——冷却速率;
K (T) ——结晶速率方程;
t——时间;
T——温度。
2.2 蜡沉积
如果系统中没有蜡晶体, 那么不可能发生沉积。所以, 析蜡是结蜡的必要条件。当冷却到析蜡点时, 在溶液中出现的初始的结晶就会悬浮在溶液中, 并且在过冷条件下结晶达到1%~2%质量分数时会形成凝胶。在胶凝过程中, 在温度和浓度梯度下石蜡分子从液固界面向管壁的运动将导致固体在管壁形成结蜡。管壁结蜡机理有多种, 包括分子扩散、剪切弥散、布朗运动和重力沉降。大多数的学者都接受分子扩散是结蜡的有效机理, 也有许多对于其他结蜡机理作用的讨论。一些学者认为剪切弥撒是限制管壁沉积生长的动力, 因此忽略了这个结蜡的有效机理。Alana认为布朗扩散是一个缓慢的过程, 可能很容易被水动力和涡流所掩盖, 并且因为它的影响比剪切弥散小10~1000倍而易被忽视。Majeed也忽视了这个影响, 他认为蜡晶的浓度在管壁上最大, 因此布朗扩散流动在管壁处不发生, 反过来并非如此。相反, Leiroz和Azevedo赞同这种机理, 认为分子扩散机理不能预测结蜡层厚度, 而布朗扩散机理的存在弥补了不足。重力沉降在结蜡过程中也被认为是很重要的。
2.3 胶凝作用
凝胶定义为液体和固体之间的物质形态, 是既具有固体的弹性又具有液体的黏性的非均一结构。当仅有1%~6%的石蜡从溶液中分离出来时原油和石油馏分的胶凝作用就会发生。胶凝发生在一个特性温度被称作胶凝点, 在这一温度储存模量与损耗模量相等。在凝点温度, 原油不再流动, 含蜡原油逐渐凝固。根据冷却速率, 已形成的凝胶在管道中间收缩 (快速冷却) 或者在管壁收缩 (缓慢冷却) 。这就导致了管道再启动过程的可压缩作用。
核磁共振和X射线衍射分析表明胶凝原油的固相大部分是结晶体 (主要是正构烷烃) , 一小部分是非结晶体 (主要是异构烷烃) 。在研究中, 应用X射线衍射 (XRD) 、小角X射线散射 (SAXS) 和正交偏光显微镜 (CPM) 以及一个控制应力流变仪 (CPR) , 据Cazaux等人记录影响含蜡原油凝胶结构的重要参数是晶体形状 (长径比) 和蜡晶的数量, 这两个因素都取决于温度和冷却速率, 同时也确定了蜡晶的大小和形状与剪切速率和沥青质馏分的相关性。
无论如何解释含蜡原油凝胶的特性, 很明显的是在海底管道停输条件下它的形成是最不期望的;因此, 很好地了解这些含蜡原油凝胶的屈服特性是非常重要的。
2.4 屈服现象和管道再启动
屈服应力是使黏塑性流体流动所需要的极限应力。含蜡原油凝胶实际上是黏塑性流体, 在外加恒定泵压再启动过程中呈现出时变性宾汉塑性流体的特性。应用这一流变模型开发出一个数值的管道再启动模型。
凝胶的屈服过程是一个很复杂的过程, 许多研究者提出了不同模型来解释这个现象。Wardhaugh和Boger把屈服应力定义为“稠化油不再呈现胡克体时的剪切应力”。Chang等采用三种屈服应力的定义:弹性极限 (用来定义黏弹性蠕动开始) 、静态屈服应力 (发生断裂) 和动态屈服应力 (用来描述屈服后结构的破坏) 。在这三种定义中, 只有静态屈服应力用于设计停输后驱动流动的再启动泵。
毛细管和试验规模管道测量技术受到了质疑, 因为它对于理解静态冷却含蜡原油的屈服特性是不适合的, 因为存在非线性压力分布、管道可压缩性作用、蜡结构孔隙性和收缩作用。Thomason和最近Lee等也提出同心流变仪与一个管道模型系统之间的一致性。实际上, 管道模型测试是最普遍的实验室测量凝胶强度的方法, 因为它与真实管道几何相似。在这些测试中, 凝胶是在控制条件 (冷却速率, 时效温度等) 下形成的, 然后缓慢地在凝胶一端施加压力直到看到流动为止。凝胶强度 (τ) 由下面公式计算:
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式中 τ——屈服应力;
ΔP——凝胶屈服之前的管道横断面压差;
L/D——管道模型的长径比。
该模型被认为“过于简单化并且不能给出可靠的结果”。然而, Lee等人阐述了两种凝胶破坏机理:黏性破坏和内聚破坏。黏性破坏在管壁处发生, 并且在低冷却速率下是普遍适用的机理。内聚破坏在凝胶结构内部发生, 并且在高冷却速率下很普遍。对于他们研究的模型, 这个划分界限点是7 ℃/h。作者又进一步讨论认为黏性破坏中公式 (3) 成立。2000年Thomason也得出这样的结论。
影响凝胶强度的因素包括热历史、剪切历史、应力载荷率 (SLR) 、时效化和含蜡原油组成。在学者当中最受争议的是冷却速率, 其中有的人认为它提高了凝胶强度值, 而其他人认为作用相反。Paso把意见的差异归因于非正构烷烃组分和杂质的存在, 例如在石油中作者观察到了枝状和环状链烃、沥青质和树脂。不过, Lee等人指出, 如果破坏机理是黏性破坏, 那么较高的冷却速率能够提高凝胶强度, 反之, 若为内聚破坏作用则相反。Chang等人认为“不同含蜡原油之间不同的特性是看法不同的主要原因。建议每种含蜡原油单独研究其特性来确定其屈服特性, 在任何设计或计算之前作为热力条件/热力历史方程。”
3 胶凝压力影响:一个现实的还是学术的概念?
在外界大气条件下进行了很多的再启动研究, 并且将得到的结果应用到深水系统。原油胶凝过程中压力的影响具有重大的实际意义, 尤其对于与长的垂直立管相连接的海底管道。由于维修或紧急情况在某条输送管道停输过程中, 原油在静止条件下冷却到海底温度。然而, 对于现有的深水系统, 在深达10 000 ft (1 ft=30.48 cm) 的水下运行, 温度梯度从海底到海面相差很大是可能的。这种情况在热季更常见, 水面的温度高达20 ℃而海底温度仍然为5 ℃。在这种情况下, 海底管道中的含蜡原油可能凝固 (假设它的凝点高于海底温度) , 而远离海底处, 立管中液态含蜡原油在胶凝段的上方, 这就会对胶凝段产生静水压头, 发生胶凝作用。假设静水压头为0.3 psi/ft (1 psi/ft=22.621 kPa/m) (墨西哥湾原油) , 在水深7 000 ft, 对于胶凝段的压力高达2 100 psi (1 psi=6.895 kPa) 。问题是:这个压力会影响形成凝胶的强度吗?如何影响管道再启动情况?本文对此问题做了实验研究。
4 实验研究
实验的目的包括四个方面:①建立一个只研究含蜡原油特性的模型, 从而排除沥青质等杂质的影响;②应用控制应力流变仪 (CSR) 研究热量和压力对于黏弹性模量的影响;③评价等温胶凝动力学;④应用管道模型设施和CSR研究压力对凝胶强度的影响。
4.1 材料
材料来自于常见的石蜡烃类模型含蜡原油混合物和多热PG-1型石油。五种石油样品分别为含蜡5%、10%、15%、20%和30%, 用于测定析蜡点和凝固点。析蜡点测量应用显微镜 (配有OlympusDP70型摄影系统和INSTECTS62型热台显微镜) 和AntonPaar DMA 5000密度计;凝固点的测量只用密度计。5%、10%和20%的样品用于流变性试验, 而只有20%样品用于管道模型测试, 因为20%样品会呈现明显的屈服应力, 这是最受关注的参数。所有的样品和石蜡都用GC8000型高级别系列的高温气象色谱仪 (HTGC) 进行分析, 配有氢火焰电离探测器 (FID) 和DB-HT系列30 m×0.32 mm×0.1 μm胶片。
4.2 流变性试验
在Haake流变仪 (RS 150型流变仪) 上进行了两个流变试验 (振荡和屈服点试验) , 并配有库艾特几何构型和微处理控制的传感器定位系统来确保试验的准确性。由于试验是在压力条件下进行的, 将一个高压传感器与Haake流变仪相连, 通过氮气增压施加压力, 传感器与完全电脑控制的TeledyneISCO泵连接。
进行了两个不同的振荡试验:①在不同的系统压力下从初始温度缓慢冷却到最终试验温度, 确定闭井压力对凝胶温度和凝胶结构的影响 (使用20%质量分数的样品) ;②在析蜡点温度以下从初始温度骤冷到不同的试验温度并且时效化处理, 确定胶凝作用动力学和温度对凝胶结构形成的影响 (使用5%质量分数的样品) 。
两个屈服点压力试验是在CSR上不同压力下进行的, 以确认管道模型结果的有效性。实验条件强化了管道模型。对于振荡和屈服点试验, 样品首先被加热到高于析蜡点约20 ℃, 均匀化处理并且在冷却之前保持在此温度1 h。两个试验的实验条件如表1所示。
4.3 管道模型试验
管道模型实验设计流程图如图1所示。管道模型试验段是长20 ft、外径0.5 in (内径0.38 in) 的不锈钢管 (图中水平的蓝色直线) , 入口和出口各有一个球阀 (出口阀1) 。试验段套有绝缘的聚氯乙烯 (PVC) 套管, 并有绝热胶密封。管道前端与0.25 in的四通阀连接, 出线连接真空、大气和Ruska泵。后端与排出阀2相连, 为凝胶破胶提供充足的空间。0.5 in的三通将试验段与真空管和进料段相连接。样品进料口和大气放空阀 (阀3和8) 与0.25 in的挠性塑料管相连。
泵出口管线安装一个绝对压力变换器来读取前端压力, 在管线进口和出口连接数据处理变换器给出整个过程的压差。在系统升压试验中, 数据处理变换读数近似为0, 表示管道进口和出口压力平衡, 而绝对压力转换器指示出真实的系统压力。在凝胶破胶过程中, 管道进口的数据处理器随泵对原油施加压力而增大, 一旦压力波到达管道出口, 读数开始下降表示凝胶破胶。在高压试验中, 使用一个带有金属圆盘的高压蓄能器, 圆盘用O型环密封。氮气作用于圆盘下方, 依次压缩其上方的石油, 没有任何附加影响 (图1) 。一个针形阀与氮气罐相连, 每次试验结束系统允许有缓慢的流失。选择将石油增压而不是直接对氮气加压是因为, 氮气会引起系统中产生泡沫并且使流失过程复杂。
冷却和加热是通过程序控制的JulaboF25型制冷循环器实验装置完成的, 循环器使水在PVC套管和模型管道之前的环形空间流动。两个热电偶, 一个在管道前端, 一个在后端, 为系统提供均匀的温度。
5 结果和讨论
5.1 石蜡表面温度和倾点
实验中应用的密度计提供石蜡表面温度 (WAT) 结果, 与由正交偏振光显微镜测定的值相比较有一个附加值, 样品密度随温度变化的示意图对结蜡模型有重大价值。密度计中的样品以每3 min 0.5 ℃速率冷却, 它们的密度由仪器确定, 仪器考虑U型管振荡对试验流动密度的影响。样品黏度影响引入一个修正值k, undefined, 其中k是误差, 单位kg/m3, η是黏度, 单位mPa5s。因此得到两条曲线:一条未修正的密度曲线和一条修正后的密度曲线, 是对黏度效应的修正。由密度计得到的典型曲线如图2所示, 在图中可以确定WAT, 就是偏离直线趋势的温度点, 此时由于蜡晶析出, 样品从初始温度开始冷却。
傾点 (PP) 是校正密度曲线与未校正密度曲线的交点 (图3) 。观察发现, 在WAT上方, 未校正曲线值总是大于校正曲线值;然而在倾点, 由于黏度效应, 校正曲线值超过未校正曲线值, 这与振荡胶凝试验中在胶凝温度黏性模量与弹性模量的相交有关。从密度计获得的傾点值与标准方法值非常接近。
从由DMA得到的析蜡点和傾点数据得到一个相图 (图4) 。图中划分了三个区域:WAT曲线下方的区域是单相液态区, 标记为L;两相 (沉积物) 区 (WAT和PP曲线之间) 近似为有弱相互作用的晶体的悬浮物 (类似于泥浆) , 标记为P;以及固体凝胶沉积物区, 标记为D (在PP曲线上方) 。在管道冷却过程中, 根据含蜡原油所在区域不同, 运行中面对的问题从提高压降到增加泵排量, 取决于黏度的升高 (P区) 对管道再启动问题 (D区) 的影响。
应用指数趋势直线可以得到数据点之间良好的相关性。因为WAT将平衡态浓度表述为界面温度的函数, 所以其相关性增加了价值, 它对于结蜡模型是一个重要的输入值。其相关性的一般形式为:
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式中 Cws——原油中石蜡溶解度, kg/m3;
Tint——界面温度 (WAT) ;
A, B——与特定原油有关的常数。
溶解度对温度的微分形式为:
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本文研究的含蜡原油系统, 取A=0.447 (℃) , B=0.116。
5.2 流变性试验结果
5.2.1 系统压力对胶凝点和黏弹性模量的影响
振荡试验是在外界压力和两个升压条件 (3.45 MPa、6.89 MPa) 下进行的。结果见图5、图6。从图中可以看出, 在较低温度下, 损耗模量 (G″) 支配储能模量 (G′) , 表明液相特性占优势。WAT曲线上方, G″缓慢上升;在接近WAT处, G″迅速升高并且在接近WAT温度处达到最大值。这个趋势是合理的, 因为在接近傾点的温度系统实际上是准固态, 弹性特性比黏性占优势。另一方面, 储能模量在高温下为常数, 而在WAT附近下降应迅速降到损耗模量上方, 表明凝胶的形成是在一个很短的时间范围内。反常的是, 在6.89 MPa压力下进行的试验, 弹性模量在接近WAT之前不断波动, 然后以三阶数量级陡增最后达到定值。低于傾点的进一步冷却对储能模量值没有显著的影响。
有趣的是观察准平衡储能模量 (G′∞) 如何随胶凝压力增长而变化 (表2) 。在较高的系统压力下, (G′∞) 下降。系统压力从0.1 MPa升高到3.45 MPa, (G′∞) 降低43.4 Pa;压力从3.45升高到6.89 MPa, (G′∞) 降低2.9 Pa。表明凝胶系统的弹性特性随系统压力的升高而降低。储能模量表征凝胶系统类似固体的特性, 它的升高经常出现在高强度凝胶中 (具有较高的屈服应力) 。对于一个简单样品的流变性试验, 系统压力对于凝胶强度的影响不太突出, 但是对于管道模型试验, 影响就很明显了。
5.2.2 胶凝作用
本文采用5%的含蜡原油样品进行研究, 因为它的WAT和PP (21 ℃和13.5 ℃) 温度范围相差较大。为了研究胶凝作用, 将样品加热到41 ℃, 然后恒温保持1 h, 再快速冷却到不同的终点温度, 然后时效化处理3.5 h。对系统较长时间的时效化处理并不能给黏弹性模量带来巨大改变。应用小的振荡频率1 r/s, 动应力为0.5 Pa。在这样低值下, 可以在凝胶的线性黏弹性界限内进行测量, 保证对系统有很小的扰动。试验中, 将流变仪增效后设定为试验温度, 然后将系统淬火到设定温度, 进行快速冷却。试验中平均冷却速率为30 ℃/h。试验中需要更高的冷却速率, 这样能够降低非等温反应动力学作用。尽管得到的数据并不精确, 但是适用于等温反应动力学分析。
对胶凝作用的分析类似于最近Lopes-da-Silva和Coutinho的研究, 他们对等温结晶[等式 (1) ]使用Avrami模型, 假设储能模量与转换的凝胶的体积分数变化成比例, 至少在转变初期是这样。他们基于储能模量表述结晶体的结晶程度为:
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式中 G′t——t时刻弹性模量;
G′0——t0时刻初始模量;
G′∞——准平衡态时的储能模量。
将等式 (6) 带入等式 (1) , 结晶体的结晶度可以表示为:
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用对数形式表示等式 (7) 为:
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由此可以利用log[-ln (1-X (t) ) ]对log (t) 的曲线斜率和截距得到Avrami速率常数k和指数n。
胶凝/结晶的活化能可以由结晶速率 (例如Avrami速率常数k) 与温度的关系推出。尽管Arrhenius等式用于描述化学反应中速率常数k与温度的函数关系, 此模型也成功地应用与其他的温度有关的过程。Lopes-da-Silva和Coutinho采用这一理论并将Avrami速率常数表达为:
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式中 A——阿伦尼斯准指数因数;
Ea——活化能, J/mol;
R——通用气体常数, 8.314J/ (mol5K)
T——热力学温度, K;
k——由等式 (8) 得到的速率常数。
等式 (9) 可以改写为:
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对于给定系统的胶凝/结晶活化能还可以由lnk与1/T关系直线斜率得到。
5.3 管道模型结果
管道模型系统进行了三个方案研究:①在恒定注入速度下系统没有预先流失条件下的凝胶破坏;②恒定注入速度下系统流失后的凝胶破坏;③系统流失后恒定剪切应力爬坡速率下的凝胶破坏。在所有情况下, 凝胶破胶所需的压力都由Ruska泵施加在石油上, 在管道进口随着连续注入压力不断下降, 屈服应力由此点确定。
管道测试在四种不同的系统压力下进行。不同的试验系统压力有微小的变化, 这是由于施加的压力是直接由氮气罐控制的, 因此确切的压力不能与随后的试验相匹配。而这一点对不同方案的研究结果没有太大意义。
第一种情况, 在管道前端施加压力, 并且一旦凝胶破胶, 单调增长的压力曲线开始下降, 这是由于油管前后端压力差下降。试验中系统流失后, 出口阀与大气联通, 并且由于出口阀1后的整个区域都充满石油, 压力-时间曲线在凝胶破胶过程陡降, 与出口流出的石油降低相一致, 都是由于破胶凝胶的驱使。
随着系统压力的升高以及凝胶破胶时间的增加, 管道再启动所需压力降低, 最快的下降发生在0.26~1.45 MPa之间。系统流失后管道再启动屈服压力试验结果表明, 在胶凝过程中系统压力与再启动压力之间有幂律关系。
另一方面, 管道在没有预先流失情况下再启动, 得到的结果不相关。在较高的系统压力下, 试验再启动压力将下降到378 kPa左右。
再者, 由于随后系统压力的增加, 凝胶在较低的启动压力下和短时间内被破坏。当在较高系统压力下发生胶凝破坏时再启动要求较小的注入流量。与恒定剪切速率试验相类似的剖面图的再现性增强了模型管道系统结果的可信度。
5.3.1 管道模型试验结果与Haake流变仪数据比较
管道再启动 篇3
关键词：停输再启动,输油管道,安全性评价
输油管道在停输状态下, 粘度逐渐升高, 油温逐渐下降。该情况下, 大大增加了输油管道再启动的难度, 甚至出现凝管事故[1]。为了保证输油管道再规定允许的范围内再次启动, 需要对生产规程下的安全性进行评价, 确定凝管概率, 进而分析在不同时间段的安全裕量情况, 以便于安全裕量的调整, 保证安全裕量合理分配, 从而避免凝管事故的发生。
1选取不确定数据及计算方法
以某石油管道为例, 其担任着某地区原油至另一城市的原油输送任务, 输送管道全长约为350 km, 设计的运输量为749×104 t/a。于2015年1月至2016年1月进行研究。
利用计算机软件, 采用可靠性极限状态方法计算原油管道停输再启动的凝管概率。以此为依据对原油管道停输再启动的安全性进行评价。计算前, 需要测量管道工况运行数据、原油物性数据和管道环境的物理数据等, 管道壁厚、直径和长度等是物理数据测量的重要参数;流变性参数及基本物性, 是原油物性数据的重要参数。因某些参数具备不确定性, 将该类型参数定为正态分布。通过分析数据, 将1.5 m作为管道埋深固定深度, 依据现场实际情况选取波动, 波动±0.1 m。
依据规定中关于管道允许停输时间的标准, 共分为5个时间段, 评价时, 选取各个时间段中管道埋深处的最低自然地温的月份数据, 具体输油管道允许停输时间如下:7~9月, 允许停输30 h;6月和10月, 允许停输24 h;5月和11月, 允许停输17 h;4月和12月, 允许停输14h;1~3月, 允许停输12 h。
2评价结果
评价该管道一年内运行停输再启动凝管概率的结果, 流动安全性可分为3种, 第一种安全裕量较高;第二种安全裕量适中;第三种为安全裕量不足。
所谓的凝管概率, 指的是管道停输在满足评价设定停输时间状态下, 两者相对应的凝管概率[2]。参照某地区近几年输油管道停输时间的结果, 把0.46作为管道停输各个时间段的频率最大值, 充分考虑安全性与可靠性后, 把0.5作为评价管道实际凝管概率值[3]。查阅与该领域相关的文献, 当流动失效概率低于2.5×10-3时, 容易被接受, 输油管道停输数小时后, 当凝管概率低于5×10-3时, 容易被接受。
该管道在2015年5月实际运行状态下, 停输12 h后再启动, 6月实际运行状态下停输17 h后再启动, 10-4是普遍的凝管概率, 可见在5月和6月, 输油管道安全裕量较高, 具备良好的流动安全性。
该管道在2015年12月实际运行状态下, 停输时间为14 h, 之后再启动, 各个站间的凝管率相对较低, 安全裕量适中, 流动安全性较为安全, 在A—B和B—C段, 凝管概率相对较高, 分析其原因是因为实际运行状态不稳定, 导致进站和出站温度大幅度波动, 进而增加凝管概率。
该管道在2015年9月实际运行状态下, 停输时间为30 h, 之后再启动, 各个站间的凝管概率相对较高, 安全裕量显著不足, 流动安全性十分危险。
3调整安全裕量
根据评价结果, 要采取有效措施予以处理, 从而确保流动安全, 促进经济效益的提升。当安全裕量不足情况下, 要提升安全裕量, 当安全裕量过高时, 要减少安全裕量。具体措施如下。
3.1安全裕量的提升
经评价结果可知, 安全裕量不充足与进站温度存在一定联系, 因此, 提高安全裕量的有效措施是提升进站温度。通过计算, 分析评价结果, C段与B段和A段的进站温度应提升至35℃, 还应提升D段和E段的进站温度, 提升至36℃, 与实际进站温度相比, 温度提高范围为1~2℃。在此条件下, 该输油管道在2015年9月停输时间30 h, 之后再启动, 大大降低了凝管概率发生的可能。
3.2安全裕量的减少
安全裕量的减少措施, 包括两点, 一是增加停输时间。经过计算, 该输油管道在2015年5月, 允许停输时间满足规定标准的情况下, 停输再启动, 相对安全, 且具有提升经济性、减少安全裕量的空间。参照相关规定, 进站温度 (33~34℃) 已经无法再降低, 所以要增加停输时间, 减少安全裕量。将原来的允许停输时间增加至24h, 在此状态下, 不仅促进检修效率的提升, 还做到了经济停输。二是降低进站温度。允许停输时间满足规定标准的情况下, 该管道在2015年5月降低了B—C段的进站温度, 其他各个站间的进站温度也降低, 至35℃, 保证安全裕量适中。
4总结
输油管道停输再启动的安全性评价, 对实现安全运输, 提升经济效益具有重要作用。输油管道在运行时, 进出站温度、运输量、土壤导热系数和低温等多种因素, 会显著降低了流动安全性。因此, 相关人员要根据实际情况, 分析降低流动安全性的因素, 适当调整安全裕量, 保证安全裕量合理分配, 从而促进输油管道输送经济效益的提升。
参考文献
管道再启动 篇4
1970年, 为了解决东北三省及各地区大型企业动力燃料紧张问题, 缓解东北地区铁路运输大庆原油的压力, 国家决定修建大庆至抚顺的输油管道。在随后的五年里, 成功建成了东北输油管网, 到目前为止东部管道已运行三十多年, 超过了设计使用寿命。自1994年以来, 管道腐蚀造成的事故增多, 管道漏油事故呈现上升趋势, 东北管网急需大修。管道的动火维修必须在管道停输工况下进行。热油管道开挖停输维修过程中, 随着管内油品不断向外散热, 油温降低, 油品粘度增大, 当存油温度下降到一定程度时, 管道再启动工作就会变得十分困难, 以致发生凝管事故, 从而造成重大经济损失。因此研究停输以及再启动过程中开挖管段内油品温度变化非常必要, 其研究结果对长输热油管道维修具有重要的指导意义。
早期的研究者对管道停输温降问题采用解析求解的方法, 但由于问题的复杂性, 解析求解过程中要作很多简化处理, 因而求解结果往往偏离实际。随着计算机技术的发展, 目前数值方法已成为计算管道停输温降的主要手段。李长俊[1,2]以管道和半无限大土壤为研究对象, 分析停输后管内油品和土壤热力参数的变化。吴国忠等[3,4]将大地半无限大区域简化为有限的矩形区域, 并考虑了埋地管道与周围土壤温度场的相互影响, 该模型对管内原油的传热也按纯导热处理。吴明等[5]采用二维非稳态传热方程来计算输油管道周围土壤温度场, 在边界条件中考虑了地表温度的变化及管径等参数的影响, 采用混合网格, 利用有限差分进行计算。但以上研究均未涉及开挖段停输温降的变化规律, 本文在已有的稳态运行及停输轴向温度研究的基础上[6], 给出埋地管道停输维修及再启动过程中开挖段油品温度的计算模型, 利用该模型进行模拟计算, 并绘制出维修过程中整条长输管道沿线温度变化曲线[7,8,9,10], 分析不同的维修参数对开挖停输段温度的影响。由于目前稳态运行及埋地段管道停输轴向温度分布的研究足够成熟, 这里不再详述, 可参见作者专著[6]。
1 管道开挖段停输修复过程热力计算数学模型
对于管道开挖维修, 由于开挖段管道裸露在空气中, 可以视为管道架空, 且无保温层。当管道停输时, 因油品沿轴向的传热很小, 可以忽略不计, 并忽略由于高程差引起的管道流动。物理模型如图1所示, 在极坐标 (r, θ) 下研究其传热问题。
1.1 原油的传热方程
原油传热方程见公式 (1) , 等号左侧为控制体内能的变化, 右侧为控制体内的油品向外界环境的散热量。
初始条件:
式中T1—管道内壁温度, K;Ty—原油温度, K;ρ—原油密度, kg/m3;c—原油比热容, J/ (kg·℃) ;f (l) —管道稳态运行时, 管道沿线温度分布;hs—原油向管道内壁的放热系数, W/ (m2·K) ;d—管道内径, m。
1.2 管壁的传热
式 (3) 中 ρn—管道密度, kg/m3;cn—管道热容, J/ (kg·K) ;Tn—管道外壁温度, K;λn—管道导热系数, W/ (m·K) 。
边界条件为:
式中Tw—外界环境温度, K;λ—油品导热系数, W/ (m·K) ;R0—管道内径, m;RN—管道外径, m;ha—管道外壁向大气对流换热表面传热系数, W/ (m2·K) 。
2 管道开挖段启动过程热力计算模型
启动过程中压力波到达前, 断面的热力模型与停输温降传热过程模型相同, 压力波到达后的热力模型如下。
油流热平衡方程:
油流初始条件为:
出站端边界条件为:
式 (6) 中第一项为单位时间内能的变化, 第二项为流入控制体的热量, 第三项为与外界的换热量。式 (6) 中hy—原油向外的换热系数, W/ (m2·K) ;ρy—原油密度, kg/m3;cy—原油比热容, J/ (kg·K) ;V—流速, m/s;TR—出站温度, K。
3 停输过程中管道开挖段内油品温度模拟计算及影响因素分析
以林源站至太阳升站之间的东部输油管道为例进行分析计算, 参数如下:管道长48.57 km, 管径Φ720×7 mm, 埋深2.2 m, 采用聚乙烯泡沫防腐, 厚度为1.8 mm;管道年均输量为1 700×104 t/a。油品的剪切速率为20 s-1, 流变系数1.47。油品参数:20℃原油密度861.4 kg/m3, 凝点32℃, 析蜡点为45℃。林源站原油出站温度一般为41℃, 出站压力为3 MPa。
3.1 不同开挖起点对开挖段内油品温度的影响
假设时间为5月15日, 大气平均温度为17℃, 管道在40 km处开挖4 000 m, 并且停输8 h进行维修 (一般工程中开挖停输维修时间不超过10 h) 。管道不同时间轴向温度变化曲线如图2所示。其他条件不变, 当开挖起点在12 km处, 其他条件不变, 管道不同时间轴向温度变化曲线如图3所示。
由图2可见, 开挖后, 由于开挖段的传热系数增大, 所以该段温度降低的速率比不开挖段快。停输10 h, 开挖段起始端 (距出站40 km处) 温度由37.37℃变为34.8℃。停输8 h, 整条管线最低温度为开挖段末端 (距出站44 km处) , 温度由37.03℃降低到31.82℃, 温降为5.21℃。管道停输的热力条件为停输后油品温度高于其凝固点温度, 由图2可以看出, 8 h后原油开始凝固, 故针对此工况应将维修时间控制在8 h内完成, 这也满足工程维修中最大停输时间不超过10 h的要求。
由图3可见, 停输3 h时, 开挖段末端 (即16 km处) 温度为36.97℃, 全线最低温度为进站处 (太阳升站) 的35.85℃。随着停输时间的增加 (约5 h后) , 开挖段末端成为全线最低温度点。停输8 h, 开挖段末端温度由39.8℃降到33.6℃, 温降为6.2℃。停输10 h, 开挖段末端温度由39.80℃变为32.92℃, 温降为6.88℃。
通过以上分析可知, 由于管道开挖后传热系数增大, 随着停输维修时间的增加, 全线最低温度点位置由进站处变为开挖段的末端;开挖起点离出站越远, 开挖段末端成为全线最低温度点位置的时间越短。
3.2 不同维修季节对开挖段内油品温降的影响
10月份 (大气平均温度15℃) 和5月份, 在40 km处开挖4 000 m, 并且停输8 h维修后管道内油品温度变化曲线如图4所示。
由图4可知, 不开挖段换热量取决于土壤的蓄热能力, 由于10月份土壤自然温度场较5月份高, 故非开挖段内油品温度10月份较5月份高;而开挖段管道直接与大气发生热量交换, 由于所选取的开挖维修季节大气温度接近, 因此同一管段处的温度差值开挖段较比非开挖段小。
3.3 不同开挖长度对停输段油品温度的影响
5月份在40 km处开挖6 km, 停输工况下管道内油品沿线温度如图5所示。相同工况下, 在40 km处开挖4 km和6 km, 停输的温降对比曲线如图6所示。
4 再启动过程中开挖段油品温度模拟计算及分析
维修后管道需要重新启动运行, 以40 km处开挖4 km, 5月份停输8 h维修后, 再启动运行20小时为例进行模拟计算, 图6给出了开挖停输后再启动沿线温度变化曲线。
从图6中可以看出, 因为冷油被顶挤出开挖段, 启动初期开挖段油温立即升高, 与此同时, 开挖段后端的埋地管道内油温下降。随着启动后运行时间的增加, 土壤温度的蓄热逐渐使该段油温上升。启动初的10 h内, 进站温度 (即管道末端温度) 迅速上升, 这是由于油流带入进站处截面的热量大于管道向土壤的散热量, 进站油温开始迅速升高。启动10 h后进站温度升高趋势有所减缓, 因为启动一段时间后油品运行趋于稳定, 整条管道沿线温度基本保持不变。
图7给出了在40 km开挖4 km, 停输8 h、启动后20 h及开挖稳态运行工况下的管道内油品轴向温度变化曲线图。由图8可知, 停输8 h, 整个管道内油品温度均降低, 且开挖处温度降低幅度最大。再启动后, 管道内的油品温度迅速上升, 随着启动时间的增加, 管道内的油品温度与开挖后达稳态运行的温度逐渐接近。当时间足够长时, 两条温度曲线最终会完全重合, 即管道内油品温度达到稳定状态。
5 结论
本文建立了停输及再启动过程中开挖段内油品温度计算模型, 通过模拟计算, 研究了停输及再启动工况下管道开挖段内的油品温度变化规律, 主要得到以下结论:
(1) 由于管道开挖后传热系数增加, 随着停输维修时间的增加, 全线最低温度点位置由进站处变为开挖段的末端;
(2) 开挖起点离进站处越近, 开挖段末端成为最低温度点位置所需的时间越短;
(3) 停输再启动初期, 开挖段内油品温度上升幅度较大, 但与开挖段相邻管段内的油品温度却下降。这是由于启动后, 热油将冷油挤出开挖段, 短时间内, 土壤的蓄热不足以使油品温度升高。启动后运行一定时间, 一般大于20 h, 管道内油品温度接近于开挖后达到稳态运行工况下的温度;
(4) 针对大庆油田林源站至太阳升站之间的长输管道, 进行修复模拟计算后可知:
① 5月份在40 km处开挖4 km, 停输维修时间应控制在8 h之内;若在12 km处开挖4 km, 则允许停输维修时间可达到10 h。
② 开挖4 km, 停输维修8 h, 12 km处开挖则开挖段末端温降为6.88℃, 40 km处开挖则开挖段末端温降为5.21℃。可知, 相同停输维修时间, 开挖起点越靠近出站端 (林源站) , 油品温降越大。
参考文献
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[2] 李长俊, 曾自强.热油管道停输过程中油品温降计算.油气储运, 1991;10 (2) :1—11
[3] 吴国忠, 曲洪权, 庞丽萍, 等.埋地输油管道非稳态热力计算数值求解方法.油气田地面工程, 2001;20 (6) :6—7
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[5] 吴 明, 江国业, 安丙威.输油管道土壤温度场的数值计算.石油化工高等学校学报, 2001;14 (4) :54—57
[6] 刘晓燕, 刘 扬.寒区热油管道修复热力水力安全研究.哈尔滨:哈尔滨工程大学出版社, 2007
[7] 刘 扬, 刘晓燕, 魏立新.原油集输系统转油站效率及能耗.油气储运, 2006;25 (11) :50—52
[8] 刘晓燕, 赵 军, 石 成, 等.土壤恒温层温度及深度研究.太阳能学报, 2007;28 (5) :494—498
[9] Chang C, Nguyen Q D, R毢nningsen HP.Isothermal start-up of pipe-line transporting waxy crude oil.Non-Newtonian Fluid Mech, 1999;87 (12) :127—154
管道再启动 篇5
8月16日, 中国石油天然气管道局启动了以“强基础, 抓重点, 促进质量水平提升”为主题的长输管道建设质量管理年活动。
此次活动是为了落实中国石油天然气集团公司领导干部工作会议精神, 根据强“三基”的要求, 进一步推进基础管理建设工程实施而开展的。活动分五个阶段, 通过人员培训、完善质量体系等措施, 重点提升勘察设计、施工的现场管控能力。并按照国家、集团公司、管道局工程建设质量管理有关规定, 对物资采购、招投标、合同签订、施工组织、试运投产、交工验收等环节进行自查, 规范工程项目管理工作。
(黄永场摘自www.cnpc.com.cn 2011-08-25)
弱受端系统直流再启动方案 篇6
关键词：直流再启动,弱受端系统,第二道防线,第三道防线,协调配合,低频减载
0 引言
高压直流输电技术在远距离、大容量输电方面具有独特优势, 广泛应用于西电东送、全国联网等重大工程, 在中国能源资源优化配置方面起到了重要作用[1,2,3,4,5,6,7,8]。此外, 由于高压直流具有功率调节灵活、两端交流系统不需同步运行等优点, 在主网向小系统送电中也得到了较多应用[9,10]。
实际运行中, 直流系统发生单极闭锁故障的概率较高, 可能给两端交流系统的安全稳定运行带来较大影响[11,12,13,14,15,16,17]。投入直流再启动功能, 可以有效提高直流系统的运行可靠性, 对于保障电网安全稳定运行具有重要意义。然而, 当主网与小系统采取直流方式互联时, 直流再启动可能给小系统带来较大冲击, 严重时会影响到小系统的安全稳定运行。
文献[9]采用全数字实时仿真装置Hypersim模拟两侧电网及青藏直流的一次系统, 采用与实际工程特性一致的Mach2控制保护装置实现直流的控制保护功能, 对交直流系统的相互影响进行了仿真研究。文献[10]对上海—嵊泗直流的启动方式进行了研究, 采用频率干预和频率调节功能实现弱网直流系统的平稳启动。文献[18]针对贵广工程实际运行中出现的问题, 分析了线路故障再启动功能存在的不足并提出了改进措施。文献[19]提出了直流两极之间再启动功能的协调配合策略, 文献[20]提出了优化的直流线路故障再启动策略, 有效避免了双极直流线路再启动引起的系统稳定问题。
本文对弱受端系统直流再启动方案进行了研究, 重点关注弱受端系统的频率稳定性。介绍直流再启动过程的动作序列后, 分析了直流再启动对弱受端系统第二、三道防线的影响, 提出了直流再启动与弱受端系统第二、三道防线的协调配合原则, 并给出了再启动方案的评估方法及流程。最后, 以某弱受端系统为研究对象, 对直流再启动候选方案进行评估。
1 直流再启动过程
一次直流再启动的整个过程可以分为3个阶段:直流闭锁阶段、线路去游离阶段和直流再启动阶段[18]。如果直流线路发生永久性故障或持续时间较长的瞬时性故障或经去游离时间后线路绝缘尚未恢复就会出现多次再启动。
图1是一个典型直流再启动案例的仿真曲线。故障后, 直流经过1次全压再启动和1次降压再启动, 最终再启动成功并实现降压运行。
直流线路t1时刻发生故障, t3时刻开始全压再启动, 失败后t5时刻开始降压再启动, t6时刻再启动成功并实现降压运行。其中, t1~t2和t3~t4为直流闭锁阶段, t2~t3和t4~t5为线路去游离阶段。
根据直流单双极运行方式、故障极再启动是否成功、另一极功率是否完全转带等因素, 将直流再启动分为如下3类。
1) 直流单极运行, 再启动成功/失败。
2) 直流双极运行, 一极再启动成功/失败, 另一极功率完全转带。
3) 直流双极运行, 一极再启动成功/失败, 另一极功率部分转带或不转带。
第1类和第3类给系统带来的功率冲击较大, 为不失一般性, 下文主要以第1类为例, 研究直流再启动对受端系统的影响。
2 直流再启动对弱受端系统第二、三道防线的影响
《电力系统安全稳定导则》规定, 直流输电线路单极故障属于第一级安全稳定标准, 正常运行方式下的电力系统受到这类扰动后, 当保护、开关及重合闸正确动作时, 不采取稳定控制措施情况下, 应保持电力系统稳定运行和电网的正常供电[21]。一般情况下, 直流单极再启动不应影响电力系统的第二、三道防线。
然而, 在实际电力系统中, 为解决电网网架薄弱造成的供电能力不足问题, 有时需要对属于第一级标准的故障采取安全稳定控制 (简称安控) 措施。当受端系统较弱且从直流受电比例较高时, 直流单极故障可能带来较大冲击, 影响受端系统安全稳定运行, 需要采取安控措施, 同时兼顾故障冲击对受端系统低频减载、低压减载等第三道防线的影响。
2.1 直流再启动对受端系统第二道防线的影响
第二道防线针对预先考虑的故障形式和运行方式, 按预定的控制策略, 采用安控系统 (装置) 实施切机、切负荷、局部解列等控制措施[22]。
以单极运行方式为例, 直流再启动对受端系统第二道防线的影响可以分为如下3类。
1) 如果全压再启动成功, 则扰动结束后直流输送功率不变, 受端系统不存在有功功率缺额, 不能采取安控措施。
2) 如果降压再启动成功, 则扰动结束后直流输送功率下降 (变为故障前的70%~80%) , 受端系统存在少量有功功率缺额, 一般无需采取安控措施。
3) 如果最终再启动失败, 则扰动结束后直流闭锁, 受端系统存在大量有功功率缺额, 严重情况下需要采取安控措施。
直流再启动对受端系统第二道防线的影响, 主要体现在扰动结束后直流是否会给受端系统带来大量有功功率缺额。
2.2 直流再启动对受端系统第三道防线的影响
第三道防线主要指当电力系统发生失步振荡、频率异常、电压异常等事故时采取解列、切负荷、切机等控制措施, 包括低频减载、低压减载、高频切机、失步解列等[22]。
直流再启动过程中, 故障极功率基本为零, 给受端系统造成短时有功功率缺额。第二道防线可以解决扰动结束后直流带来的有功功率不平衡量, 但无法解决扰动期间短时有功功率缺额对系统的冲击。当受端系统直流受电比例较高、直流再启动持续时间较长时, 会造成受端系统频率快速下降, 严重时会导致低频减载动作。如果低频减载动作而且直流再启动成功, 那么扰动结束后受端系统存在有功功率盈余, 导致系统频率升高, 可能引起机组跳闸连锁反应。
受端系统频率下降的速度和幅值与受电比例和再启动持续时间相关。受电比例越大, 再启动持续时间越长, 受端系统频率下降的速度和幅值越大。
另外, 直流再启动过程中需要从受端系统吸收大量无功功率, 给换流站近区电压带来较大冲击, 可以通过安装静止无功补偿器 (SVC) 、调相机、静止同步补偿器 (STATCOM) 等动态无功功率装置来解决。本文主要关注直流再启动过程中有功功率缺额对弱受端系统的频率冲击。
3 直流再启动与弱受端系统第二、三道防线的协调配合
3.1 直流再启动与第二道防线的协调配合原则
为了解决扰动结束后直流带来的有功功率缺额问题, 需要在弱受端系统配置安控切负荷措施 (也可采取调制直流等措施) , 切负荷量由式 (1) 确定。
式中:ΔPL为安控切负荷量, ΔPL=0表示无需采取安控切负荷措施;ΔPDC为扰动结束后直流输送功率的下降量, 即受端系统的有功功率缺额;ΔPE为安控切负荷的门槛值, 是受端系统可承受的最大有功功率不平衡量, 跟负荷水平、开机方式、旋转备用水平等因素有关, 可采用最小负荷的百分比表示。
式 (1) 表示采取适当欠切的原则:只有当有功功率缺额达到门槛值才需要配置安控切负荷策略, 小于门槛值的不平衡功率则由受端系统自行调整。
3.2 直流再启动与第三道防线的协调配合原则
直流再启动过程中的短时有功功率缺额可能引发低频减载、高周跳机连锁故障。为了解决这一问题, 应采取预控措施, 直流再启动方案应遵循如下2个判据。
判据1:若直流再启动成功, 则受端系统低频减载不应动作。
判据2:若直流再启动失败、安控正确动作后, 则受端系统低频减载不应动作。
3.3 直流再启动方案评估方法
根据直流再启动与弱受端系统第二、三道防线的协调配合原则, 对再启动方案可行性进行评估的流程如图2所示。
首先, 确定边界条件 (受电比例、安控切负荷门槛值) , 给出再启动候选方案集合。然后, 针对每个候选方案, 根据直流再启动与第二道防线的协调配合原则, 配置安控切负荷措施;根据直流再启动与第三道防线的协调配合原则, 评估该候选方案是否可行。最后, 给出可行的再启动候选方案集合。
4 直流再启动候选方案及系统方式配合
4.1 单极运行方式直流再启动候选方案
单极运行方式下, 将全压再启动和降压再启动根据实际需求按不同顺序进行排列可形成直流再启动候选方案。全压再启动失败后, 才可能进行降压再启动。降压再启动成功后, 直流运行电压降至0.7~0.8 (标幺值) , 直流输送功率随之下降。常见的再启动方案包括1次全压再启动、2次全压再启动、1次全压1次降压再启动、2次全压1次降压再启动等。
4.2 双极运行方式直流再启动候选方案
直流双极运行方式下, 若发生双极闭锁故障, 为减少对受端系统的冲击, 一般不进行双极再启动。与单极运行方式类似, 双极运行方式下单极再启动候选方案可以设置为全压再启动和降压再启动的不同组合。在分析双极运行、单极再启动方案时, 应考虑另一极功率转带情况。若另一极只能转带部分功率, 则直流再启动对受端系统的冲击有所改善;若另一极功率可完全转带时, 直流再启动对受端系统的冲击最小。此外, 还应考虑另一极功率转带失败、双极相继再启动失败等严重工况。
4.3 系统方式对直流再启动方案的配合
直流再启动对受端系统的频率冲击与受电比例相关, 因此可以通过降低受电比例来改善直流再启动对弱受端系统的冲击。
有效惯性常数[23]是衡量交流系统与直流输电规模相对强弱的指标, 可定义为:
式中:HDC为有效惯性常数, 其值越大表示交流系统与直流输电规模相比越强;HAC为交流系统的总转动惯量;PDC为直流额定容量, 也可采用直流实际输送功率。
从式 (2) 可以看出, 在受电比例一定的情况下, 增加受端系统的转动惯量, 可以改善直流再启动对弱受端系统的冲击。增加受端系统开机数量, 提高旋转备用水平, 可以有效增加受端系统的转动惯量。
5 算例分析
某受端系统为弱交流电网, 仅通过一回直流从主网受电, 如图3所示。直流故障后第1次去游离时间为150ms, 第2, 3次去游离时间为200ms。低频减载基本轮第1轮的启动值为49 Hz, 延时为0.2s;特殊轮第1轮的启动值为49 Hz, 延时为20s。安控切负荷的门槛值为最小负荷的3%。再启动候选方案包括:1次全压再启动、2次全压再启动、1次全压1次降压再启动、2次全压1次降压再启动。
5.1 单极运行方式下直流再启动方案评估
直流单极运行方式下, 1次全压再启动对受端系统冲击最小, 首先评估该方案的可行性。
单极运行方式下, 若直流再启动成功, 则不采取安控措施;若直流再启动失败, 则在受端系统采取安控切负荷措施, 切负荷量为直流输送功率减去安控切负荷门槛值。
受电比例为30%的方式下:直流再启动成功, 系统频率最大跌落0.44Hz, 低频减载不动作;直流再启动失败、安控正确动作, 系统频率最大跌落1.44Hz, 低频减载动作。该方案不可行。将受电比例降至20%, 直流再启动失败、安控正确动作, 系统频率最大跌落0.83Hz, 低频减载不动作, 该方案可行。
直流单极运行方式下, 其他再启动候选方案对受端系统的频率冲击均比1次全压再启动方案严重, 无法满足20%的受电比例。
运行方式建议:直流单极运行方式下, 为保证直流系统的运行可靠性, 兼顾受端电网受电比例和运行安全, 建议保留1次全压再启动功能, 并适当降低直流受电比例 (不超过20%) 。
5.2 双极运行方式下直流再启动方案评估
1) 另一极功率完全转带成功
直流双极运行, 另一极功率完全转带成功方式下, 2次全压1次降压再启动对受端系统冲击最大, 首先评估该候选方案的可行性。
直流双极运行, 另一极功率完全转带成功, 无论直流再启动是否成功, 均无需采取安控措施。
受电比例为50%方式下, 直流再启动成功, 低频减载不动作;直流再启动失败, 系统频率最低跌落0.36Hz, 低频减载不动作。该方案可行。
直流双极运行方式下, 其他再启动候选方案对受端系统的频率冲击均不如2次全压1次降压再启动方案严重, 可以满足50%的受电比例。
2) 另一极功率转带失败
直流双极运行、另一极功率转带失败方式下, 1次全压再启动对受端系统冲击最小, 首先评估该候选方案的可行性。
直流双极运行、另一极功率转带失败方式下, 若直流再启动成功, 则不采取安控措施;若直流再启动失败, 则在受端系统采取安控切负荷措施, 切负荷量为故障极输送功率减去安控切负荷门槛值。
受电比例为35%的方式下:直流再启动成功, 低频减载不动作;直流再启动失败、安控正确动作, 系统频率最低跌落0.84 Hz, 低频减载不动作。该方案可行。考虑严重工况, 双极依次再启动失败、安控正确动作, 系统频率最低跌落1.20 Hz, 低频减载动作, 该方案不可行。将受电比例降至30%, 直流再启动失败、安控正确动作, 低频减载不动作, 该方案可行。
直流双极运行、另一极功率转带失败方式下, 其他再启动候选方案对受端系统的频率冲击均比1次全压再启动方案严重, 无法满足30%的受电比例。
运行方式建议:直流双极运行方式下, 为保证直流系统的运行可靠性, 兼顾受端电网受电比例和运行安全, 建议保留1次全压再启动功能, 并适当降低直流受电比例 (不超过30%) 。
6 结语
直流线路发生单极闭锁的概率较高, 投入再启动功能可以有效提高直流系统的运行可靠性。本文分析了直流再启动对弱受端系统第二、三道防线的影响, 在此基础上提出了直流再启动与弱受端系统第二、三道防线的协调原则, 并给出了直流再启动方案的评估方法和流程。然后, 研究了直流单双极运行方式下的再启动候选方案, 并给出了系统方式调整建议。
管道再启动 篇7
此次“以旧换再”的产品为汽车发动机和变速箱, 由汽车零部件再制造行业的10家企业为试点单位,负责实施汽车发动机和变速箱再制造产品的 “以旧换再”工作,涉及112个型号发动机和变速箱再制造产品。
其中,10家试点企业分别为广州市花都全球自动变速箱有限公司、潍柴动力(潍坊)再制造有限公司、济南复强动力有限公司、上海幸福瑞贝德动力总成有限公司、 东风康明斯发动机有限公司、陕西法士特汽车传动集团有限责任公司、大众一汽发动机(大连)有限公司(一汽集团)、玉柴再制造工业 (苏州 )有限公司 、无锡大豪动力有限公司 (一汽集团)和浙江万里扬变速器股份有限公司。
“以旧换再” 是指中国境内再制造产品购买者交回旧件并以置换价购买再制造产品的行为。 国家按照置换价格(再制造产品销售价格扣除旧件回收价格)的一定比例,通过推广企业对消费者给予一次性补贴。