Современные условия эксплуатации трубопроводных систем как опасных производственных объектов требуют принятия решений, способствующих повышению их безопасности и надежности. Требования безопасности нефтепроводов РФ обуславливает необходимость особого контроля технического ресурса линейной части и нефтеперекачивающих станций (НПС). Целенаправленное внешнее воздействие на работу объектов (например, техническое обслуживание), направленное на получение максимального эффекта от эксплуатации системы, – есть только один из методов повышения надежности и, естественно, безопасности объектов.
Все чаще возникает вопрос, насколько надежна та или иная система с точки зрения обеспечения заданной производительности, потерь напора, обеспечения потребителей в строго определенное время. Отклонение в процессе эксплуатации рабочих параметров системы от плановых требует соответствующего контроля и регулирования. Необходимы разработки, повышающие эффективность и совершенствующие процесс управления в целом эксплуатируемых опасных производственных объектов, что ставит задачи по систематизации, анализу, контролю и управлению показателями надежности опасного производственного объекта. В настоящее время в ряде случаев регулирование осуществляется без учета влияния на показатели безопасности и надежности объекта, учитывая в основном экономический фактор, со значительным отставанием по времени.
Отечественный и зарубежный опыт применения различных средств контроля технического состояния в процессе эксплуатации ТС показывает, что использование в этих целях микропроцессорных устройств и ЭВМ позволяет значительно повысить эффективность принятия решений. Современное развитие техники математического моделирования, прогресс в области информатики и эффективные средства передачи данных позволяют не только оперативно оценивать состояние ТС, но и имитировать и прогнозировать развивающиеся процессы для проведения экспертных оценок технологического состояния объектов различными федеральными службами надзора и независимыми общественными организациями и оперативного принятия эффективных решений по техническому обслуживанию и повышению функциональной надежности систем трубопроводного транспорта.
Необходимо отметить важность постоянного контроля за эффективностью работы нефтепровода и своевременного реагирования на непрогнозируемые изменения эффективности работы, связанные с изменением свойств нефти, поступления партии некондиционной нефти с повышенным содержанием воды и примесей, и прочие факторы. Система телемеханики в настоящее время фиксирует значения мгновенной производительности, плотности и вязкости с узла учета нефти, значение напора в точках по трубопроводу с каждого датчика давления по трассе, что позволяет обеспечить контроль в автоматическом режиме с использованием данных с пульта диспетчера.
Для проведения оценки и прогнозирования надежности объектов трубопроводного транспорта необходимо комплексное исследование всех факторов, явлений и процессов, определяющих различные свойства надежности системы. Изучение объектов связано с разработкой физико-математических моделей явлений и процессов, отражающих особенности, явления и процессы, характерные для объектов трубопроводного транспорта.
Методика оценки сохраняемости гидравлических параметров систем трубопроводного транспорта основана на оценке гидравлических параметров и характеристик. Таким образом, в качестве показателя, характеризующего надежность поставки продукции и позволяющего давать оценку функциональной надежности и сохраняемости системы, может быть использован безразмерный коэффициент гидравлической надежности.
В соответствии с поставленной целью основными задачами на этапе математического моделирования коэффициента гидравлической надежности являются:
1) моделирование технологического процесса транспорта (гидравлический расчет);
2) моделирование показателя сохраняемости гидравлических характеристик системы;
3) апробация разработанной модели.
Одним из показателей, характеризующих надежность поставки продукции и позволяющих давать оценку функциональной надежности и сохраняемости системы, может быть безразмерный коэффициент гидравлической надежности:
(1)
где Ni – значение полезной мощности в i-й период времени, Ni = ρgHiQi; N0 – значение полезной мощности в начальный период эксплуатации, N0 = ρgH0Q0; Qi – производительность нефтепровода в i-й период времени; Q0 – проектная производительность нефтепровода в i-й период времени; ΔHi – потери напора на участке при производительности Qi нефтепровода; ΔH0 – проектные потери напора на участке при производительности Q0 нефтепровода.
В случае если Qi = Q0, ρi = ρ0, следует принимать ΔHi = ΔHp, а ΔH0 = ΔHф, тогда после несложных преобразований формула (1) примет вид
(2)
где Qi = Q0 – расчетная производительность нефтепровода; ΔHр – расчетные потери напора на участке; ΔHф – фактические потери напора на участке.
Следует заметить, что широко применяемый на практике коэффициент гидравлической эффективности Е является частным решением коэффициента гидравлической надежности. Расчет ΔHi по уставкам даст завышенный результат по величине гидравлических потерь, однако при расчетах достаточных для анализа эксплуатационных режимов, можно принимать ΔHi = ΔHр, определенного по действительной производительности трубопровода.
Изменение коэффициента гидравлической надежности можно рассчитывать и для лимитирующих производительностей Qlim max и Qlim min.
1. Для оценки запаса гидравлической надежности по отношению к проектному значению в качестве Qi можно принять допустимые или действительные значения показателей режима в трубопроводе, а в качестве Q0 – проектные: тогда
(3)
или
(4)
где ΔHдейств – потери напора на участке при действительной производительности Qдейств нефтепровода; ΔHтр – потери напора на участке при производительности Qтр нефтепровода.
2. Для оценки гидравлической надежности по отношению к допустимой в качестве Q0 следует принять допустимые значения, определенные по уставкам, а в качестве Qi – реальные значения производительности в трубопроводе:
(5)
Достоинством предложенного показателя можно считать то, что расчет гидравлической надежности представляется возможным проводить с учетом ряда других показателей режима работы нефтепровода, например с учетом формулы Лейбензона: с учетом диаметра трубопровода, производительности, вязкости нефти ν, плотности и др., т.е. если
(6)
то 
(7)
Стоит заметить, что проводить оценку гидравлической надежности только по производительности не совсем корректно, т.к. функция изменения производительности не учитывает физических свойств перекачиваемой нефти, диаметр и напорную характеристику трубопровода. Значения Jн при режимах эксплуатации с заниженной по отношению к проектной производительностью существенно ниже значений, получаемых при анализе гидравлической эффективности работы по коэффициенту Е. Разработанная методика может быть использована не только для оценки надежности функционирования объекта, но и для оценки экономического ущерба, наносимого предприятию, эксплуатируемому при режимах, отличных от проектных, при расчете коэффициента Jн по потребляемой мощности.
Система оценки надежности апробирована при прогнозировании гидравлической эффективности и способности действующего нефтепровода сохранять эффективность в пределах, установленных технической документацией. При анализе экспериментальных данных различных нефтепроводов, например, было установлено, что эффект от очистки наблюдается в 65 % случаев и производится при снижении эффективного диаметра менее чем на 1 % или при снижении эффективности менее чем до уровня Е = 0,952. Этот факт противоречит правилам технической эксплуатации нефтепроводов и способствует увеличению стоимости перекачки. Только в 35 % очисток наблюдается эффект от проведения очистки, выраженный в увеличении эффективного диаметра и, следственно, эффективности работы нефтепровода. По итогам эксперимента также установлено, что применение штатной аппаратуры и информации об одном эксперименте не дает оснований для использования полученных данных для статистической обработки и выявления зависимости коэффициента Е от времени из-за низкого коэффициента корреляции.
С учетом перспектив освоения месторождений, условий прохождения трассы, свойств жидкостей трубопроводы Западной Сибири запроектированы на различную производительность при одинаковых диаметрах. По результатам обработки многочисленных экспериментальных данных авторами получены зависимости для экспресс-оценки значений коэффициента гидравлической надежности. Например, для нефтепроводов диаметром 1220 мм, запроектированных на различные производительности, кривые изменения Jн (рисунок) зависимость имеет вид
(8)
где Qпр, Qф – проектный и фактический массовые расходы соответственно, м3/c.
Коэффициент гидравлической надежности при различных режимах перекачки (Q, м3/с)
Анализ значений коэффициента гидравлической надежности позволяет сделать вывод о том, что на исследуемом нефтепроводе межочистной период целесообразно увеличить, а количество очисток сократить. В среднем эффективность работы нефтепровода уменьшается на 0,01 за 1,5 месяца или 0,08 в год. Таким образом, эффективность работы нефтепровода, по прогнозам, достигнет значения 0,952 через 7 месяцев после очередной очистки. На основании этого предложено увеличить межочистной период на указанный срок.
Полученные результаты дают возможность определить не только количественные характеристики уровня надежности трубопровода для последующих экспертных и оперативных оценок, но и позволяют принять оперативные решения по проведению очередных очисток нефтепровода не по предварительно составленному плану-графику, а на основании действительного уменьшения функциональной надежности нефтепровода.
Таким образом, разработанная модель мониторинга надежности, встроенная в АСУ ТП, позволяет по зарегистрированному блоку диспетчерских данных в режиме реального времени сканировать развитие показателей надежности трубопроводных систем и получить различные устойчивые экспертные оценки функциональной надежности, обеспечивая постоянный контроль за эффективностью работы нефтепровода.
Рецензенты:
Чекардовский М.Н., д.т.н., профессор кафедры «Транспорт углеводородных ресурсов», ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», г. Тюмень;
Шпилевой В.А., д.т.н., профессор кафедры «Транспорт углеводородных ресурсов», ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», г. Тюмень.
Библиографическая ссылка
Земенкова М.Ю., Сероштанов И.В., Шантарин В.Д., Земенков Ю.Д., Торопов С.Ю. МОНИТОРИНГ ФУНКЦИОНАЛЬНОЙ НАДЕЖНОСТИ ПРИ УПРАВЛЕНИИ ПРОЦЕССАМИ ТРАНСПОРТА УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 10-2. – С. 259-263;URL: https://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=39160 (дата обращения: 16.04.2024).