Контроль утечек на основе моделирования процесса перекачки

Наиболее простым методом данной группы является метод сравнений расходов.

Если течение нефти или нефтепродуктов в трубопроводе поддерживается строго установившимся, то расход на входе должен строго соответствовать расходу на выходе; любое различие расходов будет свидетельствовать о наличии утечки. Однако на практике течение редко является установившимся вследствие колебаний температуры, давления и плотности. Размер утечки, которую можно детектировать по изменению расходов, зависит от точности измерений колебаний этих параметров и всегда больше допустимой погрешности. Расходы на входе в данный участок или выходе из него измеряются обычно расходомерами, в конструкции которых предусмотрена компенсация колебаний давления и температуры. Изменения плотности перекачиваемого продукта могут быть зарегистрированы прямыми измерениями, либо рассчитаны на компьютерной модели. ЭВМ в принципе применяются и для расчета путевых различий в расходах. Если различие в расходах превышает заданное предельное значение, автоматически включается аварийное оповещение. Чем чаще проводится сравнение расходов, тем быстрее может быть обнаружена утечка.

При внезапно произошедшей утечке в трубопроводе генерируется отрицательная волна давления, перемещающаяся в обоих направлениях от места утечки. Однако регистрация утечки по этой волне давления затруднительна, так как требуется сложная система идентификации ложных сигналов, являющихся следствием происходящих при перемещении волны давления переходных процессов. Небольшие и медленно нарастающие утечки не могут быть детектированы этим методом.

В целях определения минимального размера утечки в Великобритании были проведены испытания на этиленопроводе, в котором имитировались утечки размером от 2 до 20% от номинального расхода. Полученные результаты свидетельствуют о том, что минимальная утечка, обнаруживаемая подобным способом, составляет примерно 4% от номинального расхода. Время, необходимое для обнаружения утечки, измерявшееся с момента ее возникновения, составило от 3 до 13 минут.

Напомним, что особенность описанного метода заключается в том, что он верен только при установившемся режиме на участке, когда расходы в начале и в конце участка равны. Таким образом, показания приборов должны сравниваться между собой только в строго определенных интервалах, когда показания счетчика синхронизированы. По данным Л.А. Зайцева, нижний предел фиксируемой утечки составляет около 20 м³/ч .

Рассмотрим влияние аварийной утечки на работу насосной станции по известной методике С.А. Бобровского, С.Г. Щербакова и В.Б. Галеева.

где a и b – постоянные коэффициенты; Q₀ и Q₁ – расходы на насосной станции до и после появления аварии; m – коэффициент, зависящий от режима течения жидкости в трубопроводе.

при аварийном:

Для анализа аварийных режимов найдем относительные изменения напора на насосной станции и в нефтепродуктопроводе в зависимости от величины и места утечки.

где

В соотношениях (7.5) и (7.6) неизвестными являются относительное изменение напора d_Н и относительный расход Q₁/Q₂. Относительной утечкой Q₁/Q₀ и расстоянием x/l можно задаться. Таким образом, эти соотношения позволяют определять относительные изменения напора и расхода на насосной станции в случае аварии.

Если утечка произошла в начале трубопровода (х = 0), относительное изменение расхода можно определить из выражений (7.5) и (7.6).

Когда утечка q находится в любой произвольной точке трубопровода, изменение расхода на насосной станции находится в пределах d_Qmax ³ d_Q ³ 0.

Изменение расхода в любой точке трубопровода до места аварии равно изменению расхода на насосной станции.

Из формул (7.7) и (7.8) следует, что относительное изменение расхода в конце нефтепродуктопровода увеличивается с удалением места утечки от насосной станции.

Определим расстояние от начала трубопровода до точки (x/l), где относительные приращения расходов равны между собой.

где

Формула (7.11) позволяет определить длину участка, на котором наличие утечки определяется по изменению расхода в начале трубопровода (первый участок) или его конце (второй участок).

Для горизонтального нефтепродуктопровода выражение (7.11) несколько упростится, так как Ф = (a/H₀) - 1.

Конкретные расчеты показывают, что при значениях а/Н₀ от 1,1 до 1,3 и разности отметок Dz /Н₀ от – 0,25 до + 0,25 точка равенства изменения расходов в начале и в конце трубопровода находится в пределах x/l = 0,25¸0,5, причем меньшее значение соответствует наибольшей крутизне характеристики, наибольшей разности отметок и наибольшей утечке.

На основании соотношений (7.5) и (7.6) можно провести анализ влияния аварийной утечки, расположенной в любой точке трубопровода, на изменение подачи насосной станции.

где l – протяженность аварийного перегона между смежными насосными станциями (НС); Q₀ и H₀ – соответственно расход и напор в трубопроводе до возникновения утечки; Q΄ и Q΄΄ – соответственно расходы до и после места утечки; а – коэффициент аппроксимации характеристики насосной станции; m – коэффициент режима течения нефти в трубопроводе; Dz – разность отметок конца и начала перегона.

где Н² – напор на НС после возникновения утечки.

Аналогичный метод контроля за утечками описывается Л.А. Зайцевым. Согласно данного метода на основании показаний приборов строится линия гидравлического уклона с учетом отметок местности. Наличие излома в линии гидравлического уклона свидетельствует о

существовании утечки. Расчет ведется по формуле баланса удельных энергий:

где р₁, р₂ – давления в соответственно в начале и конце участка трубопровода; r – плотность жидкости; i₁, i₂ – гидравлические уклоны соответственно до места утечки и после него; l – длина участка; x – расстояние от начала утечки до места утечки; Dz – разность высотных отметок начала и конца участка.

Однако погрешность этого способа очень значительна. Даже при наличии приборов высокого класса погрешность определения расстояния до места повреждения составляет 10% длины участка.

При совершенствовании систем обнаружения утечек в трубопроводах одним из главных является вопрос исключения ошибок управления обслуживающим персоналом, погрешностей показаний приборов, математических методов, средств сбора и передачи данных и др.

Инструментами в работе диспетчера-технолога могут служить методы и системы обнаружения утечек с применением ЭВМ, рассмотренные в предыдущих разделах.

Отечественный и зарубежный опыт применения различных средств контроля технического состояния нефте- и нефтепродуктопроводов в процессе эксплуатации показывает, что использование микропроцессорных устройств и ЭВМ позволяет значительно повысить эффективность систем диагностики и контроля.

По мнению многих специалистов одним из перспективных направлений контроля трубопроводов является использование параметрических методов, основанных на использовании штатных приборов и серийных средств сбора и передачи информации в составе типовых проектов автоматизации трубопроводов. На стареющих нефтепроводах западной Сибири неоспоримым достоинством применения методов математического моделирования потока, встроенных в АСУ ТП, является непрерывность контроля, единство методологического подхода к контролю линейной части, резервуаров, насосных агрегатов трубопроводов, относительная простота, возможность локализации места утечки (отсечением поврежденного участка линейными задвижками) и прогнозирования последствий аварийной ситуации.

Параметрические методы могут также успешно применяться для обнаружения местных засорений трубопроводов, определения местоположения скребков разделителей, границы контакта разносортных продуктов при последовательной перекачке по трубопроводу и др. Комплексность оценки технического состояния гидравлически связанных объектов ТС и наличие единого банка данных, постоянно обновляемых в реальном времени функционирования АСУ, создают условия для реализации стратегии технического обслуживания и ремонта технологического оборудования по фактическому состоянию.

В случаях, когда отсутствие необходимых датчиков или средств сбора и обработки информации не позволяет произвести точную оценку технического состояния объекта трубопровода, целесообразно применять комбинированные методы технической диагностики и контроля, каждый из которых имеет различную физическую основу. Так, например, комбинация методов акустической эмиссии и параметрической диагностики позволяет уменьшить процент ложных срабатываний и повысить чувствительность системы контроля линейной части трубопровода.

Применение комбинированных систем диагностики оказывается предпочтительным и по соображениям стоимости системы контроля, поскольку, как показывает опыт, создание универсальной системы с высокими характеристиками является сложной и не всегда разрешимой задачей. При этом комплексная система диагностики может базироваться на параметрических методах контроля как наиболее универсальных, достаточно эффективных и относительно простых.

В случаях, когда отсутствие необходимых датчиков или средств сбора и обработки информации не позволяет произвести точную оценку технического состояния объекта трубопровода, целесообразно применять комбинированные методы технической диагностики и контроля, каждый из которых имеет различную физическую основу. Таким образом, метод математического моделирования гидравлических параметров необходимо рассматривать в качестве базового в системе комплексной диагностики и мониторинга оборудования магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов.