Эксплуатация МН (МНПП) и оборудования НПС (стр. 6 )

В системе на основе данных, поступающих на компьютер с установленных на местах дат­чиков давления, температуры и расходомеров, производится непрерывный расчет статистиче­ских вероятностей возникновения утечек. Ко­личество продукта в трубопроводе для вычис­ления рассматривается как адаптивная стохастическая функция от эксплуатационных параметров участка трубопровода it скорости их изменения. Данные передаются и обрабаты­ваются посредством систем PLC (Programmable Logic Controller) или RTU (Remote Terminal Unit) с использованием SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) пли DCS (Distributed Control System).

Наибольшее преимущество статистического метода заключается в полном отказе от слож­ных аналитических моделей трубопроводов, что значительно сокращает объем подготови­тельных работ и расходов.

Система ATMOS Pipe® спроектирована на основе принципа «распознавания по моделям». Определение утечки базируется на оценке веро­ятности возникновения события при регуляр­ной частоте замеров. Основным принципом, использованным для расчетов вероятности, яв­ляется принцип сохранения массы (расчет ба­ланса) и постоянная проверка гипотезы: нали­чие утечки против отсутствия утечки. Такое равновесие не может быть сохранено в случае образования утечки в системе. Отклонение от заданного равновесия можно обнаружить при помощи метода оптимального статистического анализа. Комбинация расчетов вероятностей с техникой распознавания моделей позволила си­стеме ATMOS Pipe® достичь очень высокой сте­пени надежности в смысле сведения к миниму­му возникновения (генерации) ложных тревог при высокой чувствительности к формирова­нию утечки в переходных и стационарных ре­жимах. ATMOS® поддерживает протоколы об­мена с известными инструментальными средст­вами: ABB 1CSS, Fisher-Rosemoimt (Delta V), Yokogawa. National Instruments, InTouch, Honeywell, Foxboro, GE Fanuc и др. Опыт ком­пании ATMOSi (RELi) включает многочислен­ные внедрения как для компании Shell, так и для других высокотребовательных заказчиков, например, ВР, ВР-АМОСО, ESSO. Dow. Мини­стерство обороны Великобритании, Лукойл и другие [16].

Существенными недостатками способа яв­ляются его инерционность (время обнаружения утечки до 20 периодов опроса датчиков), боль­шая погрешность в локализации места утечки и длительный период времени обучения фор­мальной модели при смене конструктивных па­раметров системы, свойств перекачиваемого продукта или внешних условий эксплуатации (грунтовых, гидрологических, погодно-климатических и пр.).

Принципы детерминированного моделиро­вания режимов эксплуатации МНП нашли свое отражение в отечественных разработках специ­алистов ИПТЭР [8] и РУНГ им. ,
в частности, в программе «ИРЭН» - «Измене­ние режимов эксплуатации нефтепродуктопроводов» [7].

Наиболее перспективным способом реше­ния уравнения (1) является метод математического моделирования в рамках системы функцио­нальной диагностики осложнений технологиче­ских режимов эксплуатации трубопровода.

Теоретически чувствительность метода не ограничена. При достаточно большой выборке данных за продолжительный период монито­ринга погрешность метода за счет ошибки изме­рений расходов и давлений становится прене­брежимо малой. Статистические оценки по­грешностей метода динамического баланса объ­емов продукта в трубопроводе, сделанные спе­циалистами ИПТЭР на выборке диспетчерских данных, дают вероятность 0,95 обнаружения утечки 0,1 % от номинальной производительно­сти на 11 замерах [8], что в регламенте опроса датчиков системой SCADA КТК составляет 45
минут. Утечка в 10% от производительности с той же вероятностью определяется за один цикл опроса, т. е. за 4 минуты. Конкурирующим про­дуктом на отечественном рынке СОУ является параметрическая система обнаружения утечек (ПСОУ) , функцио­нирующей в рамках СКДУ фирмы -Си» (г. Томск) на участке нефтепровода «Калтасы-Уфа-2» 0700 мм, протяженностью 108,9км.

В качестве приборов давления используются датчики МТ-100Р класса точности 0,5. Наклад­ные ультразвуковые расходомеры фирмы
PANAMETRICS установлены на нагнетатель­ной линии НПС «Калтасы-1» и на приеме НПС «Чекмагуш-2». Данная система обнаружения утечек на нефтепроводе с самотечными участка­ми позволяет фиксировать утечки величиной от 1,5% на стационарном режиме перекачки и от 7% и более на переходных режимах [9]. Фирмой Combit AB (Швеция) предложена система обна­ружения утечек из трубопровода 990 LD™, ос­нованная на анализе баланса расходов по трас­се нефтепровода, контролируемом универсаль­ным ультразвуковым расходомером Uniflow фирмы Controlotron. Система внедрена на трансальпийском двухниточном нефтепроводе
«Триест-Мюнхен». Декларируемая чувстви­тельность метода -1% [13].

В системах СОУ. не учитывающих динами­ческое изменение количества продукта в трубо­проводе, значительно упрощается алго­ритм обнаружения утечек. В простейшем слу­чае — это компаратор мгновенных расходов.

6 Метод сравнения расходов

Метод основан на постоянстве мгновенного расхода нефти или нефтепродукта в начале и конце участка трубопровода при отсутствии утечки в установившемся режиме перекачки.

На входе и выходе каждого участка трубо­провода устанавливаются расходомеры тур­бинного или объемного типа, дистанционно связанные с ЭВМ, находящейся на централь­ном диспетчерском пункте. Информация от расходомеров поступает в ЭВМ, которая с уче­том температурной поправки непрерывно про­изводит сравнение расходов в начале и конце каждого участка трубопровода. В том случае, если разность расходов превышает допустимый предел, установленный программой, автомати­чески срабатывает аварийная сигнализация о появлении утечки.

Недостаток данного метода заключается в ложных срабатываниях системы, вызываемых нарушением стационарного характера транс­портировки нефти. Несколько лучшие резуль­таты при неустановившихся режимах эксплуа­тации получают при измерении скорости изме­нения расходов.

7 Метод сравнения изменения скорости расходов

Метод основан на измерении мгновенной скорости изменения расхода в различных сечени­ях нефтепровода. В начале и в конце контролиру­емого участка трубопровода устанавливают из­мерительные диафрагмы (калиброванные суже­ния, позволяющие по разности давлений до и по­сле сужения рассчитать скорость и расход жид­кости) и оборудованные устройствами диффе­ренцирования.

Электрические сигналы, пропорциональные скорости изменения расхода, по каналам теле­метрии поступают в RTU, где сравниваются с пороговыми значениями. Повреждение или разрыв трубопровода вызывает резкое изменение расхода транспортируемой нефти. Прибли­женно место утечки можно определить по раз­ности времен появления всплесков на трендах расходов в контрольных сечениях.

Недостаток данного метода, так же как и у предыдущего, заключается в ложных срабаты­ваниях системы, вызываемых нарушением сплошности потока, изменением свойств пар­тий перекачиваемых нефтей или нефтепродук­тов, осложнениями технологических режимов перекачки и пр. Однако сравнительно низкая стоимость системы за счет применения простых и долговечных диафрагм позволяет применять метод на участках, где не предусмотрен про­пуск очистных и диагностирующих устройств.

Достоинства методов:

- Прямое измерение количественных показателей процесса перекачки, что упрощает алгоритмы принятия реше­ния о наличии утечки;

- Оперативное обнаружение значитель­ных утечек при установившемся режи­ме перекачки;

- Непрерывность дистанционного кон­троля герметичности;

- Возможность идентификации малых утечек инвентаризацией продукта пе­рекачки за продолжительный период
эксплуатации.

Недостатки методов:

- Требуют больших капитальных затрат из-за высокой стоимости первичного уровня аппаратных средств датчи­ков расхода и контроллеров;

- Не обеспечивают определения места утечки;

- Требуют остановки перекачки по тру­бопроводу для обслуживания расхо­домеров;

- Компараторы (блоки сравнения) рас­хода могут применяться только на ко­ротких участках, так как не учитыва­ют аккумулирующую способность трубопровода;

- Подвержены ложным срабатываниям системы при нарушениях сплошности потока, изменениях свойств партий перекачиваемых нефтей или нефте­продуктов, осложнениях технологиче­ских режимов перекачки и пр.

Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода

Перекачивающие станции магистрального нефтепровода относятся к сложным и энергоемким объектам. Доля энергозатрат на перекачку составляет порядка 25¼30% от годовых эксплуатационных расходов. При отсутствии перекачивающих агрегатов с регулируемой частотой вращения ротора насоса эксплуатация нефтепровода может происходить на различных режимах, смена которых происходит дискретно при изменении вариантов включения насосов и перекачивающих станций. При этом возникает задача выбора из ряда возможных режимов наиболее целесообразных, соответствующих наименьшим затратам электро­энергии на перекачку.

В свою очередь, в зависимости от уровня текущей загрузки нефтепровода, из ряда рациональных режимов должны выбираться такие, которые обеспечивали бы выполнение планового объема перекачки за фондовое время.

Магистральный нефтепровод разделяется на эксплуата­ционные участки, в пределах которых перекачивающие станции работают по системе «из насоса в насос».

Режим работы нефтепровода в пределах эксплуатационного участка определяется совместным решением уравнений, описывающих гидравлическую характеристику линейных участков трубопровода и напорную характеристику перекачивающих станций. При этом должны учитываться разрешенные давления, определяемые исходя из технического состояния трубопровода на каждом линейном участке, а также ограничения на работу насосов.

Производительность нефтепровода при рассматриваемом режиме перекачки определяется из решения системы уравнений (баланса напоров)

,

где HТР – напор, необходимый для преодоления гидравлического сопротивления трубопровода, разности геодезических отметок и создания остаточного напора в конце эксплуатационного участка;

HПС – напор, развиваемый всеми работающими насосами при рассматриваемом режиме перекачки;