Содержание к диссертации
Введение
1 Задачи поиска оптимальных режимов в трубопроводном транспорте нефти
1.1 Определение оптимальных режимов работы нефтепровода и разработка карт технологических режимов
1.2 Оценка пропускной способности системы
1.3 Определение лимитирующего участка
1.4 Определение положения партий продукта на участках трубопровода
1.5 Применяемые программные продукты для моделирования в нефтяной промышленности
1.6 Обнаружение утечек и точек несанкционированного отбора Выводы
2. Задача поиска оптимальных режимов работы нефтепровода методами генетического алгоритма
2.1 Постановка задачи исследования
2.2 Математическая постановка задачи
2.3 Выбор аналитического аппарата поиска
2.4 Обоснование технологически возможных и/или эффективных схем подключения силового оборудования
2.5 Выбор оптимального графика загрузки нефтепровода с помощью генетических алгоритмов
2.6 Алгоритм оптимизации поиска план-графика загрузки нефтепровода
2.7 Построение функции пригодности алгоритма планирования работы магистрального нефтепровода
Выводы
3 Разработка адаптивной модели работы магистрального нефтепровода основанной на фундаментальных законах гидромеханики
3.1 Постановка задачи и обоснование выбора модели для математического описания транспорта нефти по трубопроводам
3.2 Обоснование и выбор адаптивных коэффициентов
3.3 Уравнение движения
3.4 Уравнение энергии
3.5 Условие неразрывности потока
3.6 Алгоритм решения системы уравнений движения, теплопроводности и баланса энергии
3.7 Теплогидравлический расчет турбулентного режима течения Выводы
Алгоритмы определения эффективного диаметра и эффективной вязкости по данным вдоль трассовых датчиков
4.1 Разработка методологии статистической обработки данных фактических режимов
4.2 Обоснование критериев достоверности параметров. Алгоритм выявления недостоверных значений исходных параметров
4.3 Алгоритм восстановления исходных данных SCADA
4.4 Определения стационарных режимов работы магистрального трубопровода
4.5 Алгоритм поиска адаптивных параметров по данным системы SCADA
4.6 Выводы
Разработка элементов экспертной системы для решения технологических задач магистрального транспорта нефти
5.1 Инструментарий по оптимизации регулирования производительности участков согласно принципам работы системы автоматического регулирования
5.2 Инструментарий по оптимизации определения местоположения перевальной точки на трассе нефтепровода
5.3 Процедура определения интервалов времени движения партии нефти на участках нефтепровода
Выводы
Основные выводы по диссертации
Список литературы
- Оценка пропускной способности системы
- Обоснование технологически возможных и/или эффективных схем подключения силового оборудования
- Алгоритм решения системы уравнений движения, теплопроводности и баланса энергии
- Определения стационарных режимов работы магистрального трубопровода
Введение к работе
Актуальность работы
Существующая на данный момент в России сеть магистральных нефтепроводов представляет собой сложную энергоемкую систему, созданную за многие десятилетия, общая протяженность которой около 50 тыс.км диаметром от 400 до 1220 мм. Анализ работы системы магистрального транспорта нефти показывает, что отклонение от оптимальных режимов перекачки приводит к существенному перерасходу электроэнергии.
Развитие теории и практики оптимизации затрат на транспортировку нефти по трубопроводам связано с именами известных ученых и инженеров. Среди них В.Г. Шухов, Л.С. Лейбензон, В.С. Яблонский, В.И. Черникин, П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, Е.В. Вязунов, В.И. Голосовкер, М.В Лурье, А.М. Шаммазов, А.Г. Гумеров, В.А. Юфин и д.р. Благодаря их деятельности были заложены теоретические основы и накоплен неоценимый опыт, обобщение которого нашло своё продолжение в исследованиях современного поколения отечественных специалистов трубопроводного транспорта углеводородного сырья И.Р.Байкова, А.И. Гольянова, А.М. Нечваля, Р.В. Агинея, А.А. Шутова, С.Е. Кутукова, В.Е. Селезнева, В.В. Алешина, С.Н. Прялова и др.
В частности многими авторитетными исследователями показана возможность сокращения затрат электроэнергии на перекачку на 1535 %, но только современные успехи автоматизации управления технологическими объектами и развитие информационных технологий позволяют реализовать этот резерв повышения энергоэффективности.
Одним из аспектов задачи повышения конкурентоспособности Российской экономики является снижение энергоемкости валового национального продукта. Снижению энергозатрат при производстве продукции и оказании услуг уделяется пристальное внимание Президентом и Правительством РФ, о чем свидетельствует Указ от 04.06.2008 №889 "О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики", «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года» (утв. распоряжением Правительства РФ от 28.08.2003 № 1234-р).
Таким образом, исследование и решение задачи повышения энергоэффективности магистрального транспорта нефти оптимизацией план-графика загрузки нефтепровода с привлечением современных средств автоматизации можно рассматривать как актуальное направление развития отрасли в свете последних решений Президента и Правительства Российской Федерации.
Цель диссертационной работы
Увеличение энергоэффективности магистрального транспорта нефти методами имитационного моделирования, в частности, оптимизации по энергозатратам план-графиков перекачки по нефтепроводам с учетом их конструктивных особенностей.
Основные задачи исследований
-
Предложить методику формирования оптимальных план-графиков загрузки технологического участка нефтепровода с применением аппарата генетических алгоритмов
-
Разработать алгоритмы адаптации гидравлической модели участка магистрального нефтепровода по трем ключевым параметрам.
-
Разработать устойчивые процедуры определения адаптивных параметров модели по информации с трассы, с учетом наличия и класса точности технических средств телемеханики.
-
Предложить программные средства поддержки принятия решений в сфере управления эффективностью магистрального транспорта нефти.
Методы исследований
Результаты работы получены при использовании методов имитационного моделирования на адаптивных математических моделях, основанных на классических принципах гидромеханики и механики сплошных сред; генетические алгоритмы; промышленный эксперимент; статистический анализ временных рядов. Предложенные модели реализованы с применением современных численных методов в виде комплекса программ, на основе которых проведен ряд вычислительных экспериментов.
Результаты, выносимые на защиту
-
Решение задачи формирования оптимальных по энергозатратам план-графиков перекачки нефти по трубопроводам с применением аппарата генетических алгоритмов.
-
Алгоритм адаптации модели магистрального нефтепровода по трём ключевым физическим параметрам к актуальным данным, получаемым по каналам телемеханики.
-
Устойчивые процедуры определения адаптивных параметров модели, с учетом технических возможностей систем телемеханики трубопровода.
Научная новизна
-
Впервые на технологии «мягких вычислений» алгоритмизирована процедура формирования оптимального производственного план-графика перекачки, позволяющая получить график загрузки с заданной степенью дискретности по времени комбинацией технологически допустимых режимов эксплуатации. Разработана целевая функция для автоматизации формирования план-графика загрузки нефтепровода по критерию минимизации энергозатрат.
-
Впервые предложен механизм адаптации модели магистрального нефтепровода, перекачивающего реологически сложные нефти по трём ключевым физическим параметрам к актуальным данным, получаемым по каналам телемеханики.
Практическая ценность
Предложенный подход позволяет алгоритмизировать разработку производственных программ магистрального нефтепровода на множестве технологически допустимых режимов его эксплуатации с целью снижения затрат энергии на перекачку с учётом его конструктивных особенностей и технического состояния.
Разработанные в диссертации алгоритмы и программные модули использованы:
- в ОАО «Каспийский трубопроводный консорциум» для решения задач повышения эффективности эксплуатации магистрального нефтепровода «Тенгиз-Морской терминал»;
- в ОАО «Северо-Западные магистральные трубопроводы» для решения задач снижения энергопотребления и повышения надежности на нефтепроводах «Сургут-Полоцк» и «Холмогоры-Клин» на участке «Платина-Лазарево».
- в ОАО «Гипротрубопровод» для обоснования возможности перекачки нефтей без разбавителей по трубопроводу «Баку-Тихорецк».
Полученные в работе результаты исследований позволяют снизить затраты электроэнергии на перекачку нефти по магистральным нефтепроводам и повысить эффективность принятия решений в сфере управления и диспетчеризации.
Апробация работы
Основные материалы диссертации доложены:
на 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, г. Уфа, 2004;
на 56-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, г. Уфа, 2005;
на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа», секция C, г. Уфа, 2005;
на международной научно-технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта», г. Новополоцк, 2006;
на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа», секция C, г. Уфа, 2007;
на научно-технической конференции преподавателей и сотрудников УГТУ, г. Ухта, 2009 г. (14-17 апреля).
Публикации
По материалам диссертации опубликовано 8 научных работ, в том числе 2 статьи в журналах, входящих в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ.
Структура работы
Диссертация состоит из введения, пяти глав с выводами по главам, заключения и списка литературы. Диссертация изложена на 160 с., включающих 20 рисунков, 15 таблиц, список использованной литературы содержит 113 наименований.
Оценка пропускной способности системы
Данной проблемой занимались такие видные ученые как П.И. Тугунов [90], В.Ф.Новоселов [90], A.M. Шаммазов [102], В.И. Голосовкер [24], А.И. Гольянов [30], М.В. Лурье [53,94,95,54] и др. В своих работах исследователи рассматривали оптимизацию режимов перекачки как однониточных, так и сложных систем трубопроводов основываясь на разных моделях и применяя различные подходы. Далеко не все расчетные режимы допустимы на реальном трубопроводе.
Жесткая регламентация технологических параметров: {Ртах, Pmin}, (Qmax, Qmin},{Tmax, Tmin}, позволяет выделить из огромного числа возможных комбинаций подключения насосных агрегатов те, которые удовлетворяют всем условиям и ограничениям.
Основным недостатком работ в данном направлении является то, что существующая нормативно - методическая база оценки эксплуатационных параметров магистральных нефтепроводов была разработана более 15-20 лет назад на уровне требований и возможностей того времени, в иных экономических условиях эксплуатации трубопроводных систем. Кроме того, расчётный способ оценки энергопотребления даёт ощутимые погрешности при моделировании переходных процессов. Поэтому, планы перекачки с большим количеством переключений с одного режима на другой кроме негативных последствий для силового оборудования, как правило, влекут за собой чрезмерное потребление электроэнергии. Для эффективной эксплуатации магистральных нефтепроводов ОАО МН используются следующие регламенты «Планирование и учет потребления электроэнергии в ОАО МН ОАО «АК «Транснефть» [69] и «Разработка технологических карт, расчета режима работы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» [72]. Данные регламенты разработаны для решения эксплутационных задач планирования и учета электроэнергии при перекачке нефти, а также разработки карт технологических и переходных режимов работы нефтепровода. Именно в соответствии с этими регламентами производится разработка план-графиков эксплуатации магистрального нефтепровода.
Идентификация всех возможных осложнений на трассе нефтепровода при его эксплуатации практически невозможна на этапе проектирования. В процессе эксплуатации магистрального нефтепровода происходит смена режимов эксплуатации, изменяется техническое состояние оборудования, могут возникнуть необходимость смены перекачиваемого продукта и даже изменение направления перекачки (например, трубопровод «Одесса-Броды», «Уфа-Ишимбай»), все эти факторы однозначно вызывают изменение положения лимитирующего участка на эксплутационном участке.
Для выбора оптимального режима работы нефтепровода с учетом профиля трассы, необходимо определить наиболее эффективную комбинацию подключения насосных агрегатов при заданной производительности. При расчете режима работы нефтепровода по перепаду высот только начального и конечного пункта можно подобрать комбинации включения насосных агрегатов. Но трубопровод может и не работать при этих параметрах, особенно в условиях сильно пересеченной местности. Трубопровод будет работать при заданной комбинации насосных агрегатов, но при другой производительности. Следовательно, при подборе оптимального режима работы необходимо учитывать не только разность геодезических участков начала и конца трубопровода, но и профиль трассы.
Задачу определения наличия перевальных точек можно найти в работах отечественных и зарубежных авторов В.А. Юфина, Р.А. Алиева, М.В. Лурье, А.И. Гольянова, Л.В. Полянской, Мепоп, О. Shoham и др. Проблема в стандартном постановлении исходит из необходимости определения расчетной длины трубопровода. Расчетная длина - расстояние от начального пункта нефтепровода до ближайших из перевальных точек. При гидравлическом расчете нефтепровода, длина трубопровода принимается равной расчетной длине. Решение задачи сводится к анализу совместного рисунка для профиля трассы трубопровода и линии гидравлического уклона.
Наличие самотечных участков необходимо избегать в случае если трубопровод перекачивает жидкость с высоким давлением насыщенных паров или в случае если производится последовательная перекачка, т.к может произойти разрыв сплошности потока или в случае последовательной перекачки при попадании соседних партий в самотечный участок, произойдет их полное смешивание. Необходимо заметить, что стационарные самотечные участки могут существовать только на нисходящих участках трубопровода [31, 53, 54].
Результатами исследований проведенных в ГУЛ ИПТЭР, был предложен [110] алгоритм поиска перевальных точек на трассе нефтепровода. Предлагается модель участка нефтепровода из двух насосных станций, на трассе которого имеется возвышенность. Задача решена следующим образом. На первом шаге моделирования режима работы нефтепровода идет определение параметров перекачки с учетом только разности геодезических отметок начальной и конечной точки. Это позволяет определить распределение давлення в нефтепроводе на предмет допустимого рабочего. Следующим шагом производится верификация значений давления в трубопроводе в каждой точке профиля, на определение наличия перевальной точки. В случае обнаружения в трубопроводе зон с отрицательным расчетным давлением производится корректировка производительности. Конечным этапом производится восстановление потерь напора на трение с учетом самотечных участков возникших после перевальной точки. Решение задачи выполнено методами численного программирования.
На практике, для того чтобы избежать появления самотечных участков и точек трубопровода, где давление из-за разницы высот после перевальной точки может превысить несущую способность, на трассе нефтепровода устанавливают регуляторы давления (нефтепровод «Тенгиз - Морской Терминал») или станции защиты (нефтепровод «Баку - Тихорецк», станция «Геджух», 324 км и нефтепровод «Восточная Сибирь - Тихий Океан»).
При добыче, транспорте и хранении нефти, особенно в холодный период года, возникают серьезные проблемы, связанные с неизбежным накоплением асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на стенках эксплуатируемых трубопроводов и на нефтепромысловом оборудовании. Осложнения проявляются в изменении эксплутационных характеристик оборудования и в дальнейшем приводят к перерасходу энергии.
Для поддержания первоначальных значений параметров нормальной работы оборудования возникает необходимость по предупреждению образования и удалению парафиновых отложений. Организация и проведение данных мероприятий приводят к усложнению системы нефтеобеспечения в целом.
Из выше сказанного следует, что любые проводимые мероприятия борьбы с отложениями сказываются на конечной себестоимости нефти и, как следствие, от правильного выбора метода борьбы будет зависеть прибыль предприятия. Поэтому применение той или иной методики на предприятии должно быть обосновано технико-экономическим расчетом.
Обоснование технологически возможных и/или эффективных схем подключения силового оборудования
На технологической платформе современных СОУ и SCADA магистральных нефтепроводов возможно построение адаптивной системы управления эффективностью процесса перекачки, основанной на достижениях имитационного моделирования и технологии «мягких вычислений».
Задачей исследования является разработка методологии и средств оптимизации по энергозатратам план-графиков загрузки нефтепроводов в с учетом конструктивных особенностей объектов магистрального транспорта нефти. План график загрузки магистрального нефтепровода как «нечеткий» граф в координатах «Объем поставки - запас в резервуарах - время»
Эксплуатация магистральных нефтепроводов на технологических участках проводится при различных режимах, которые выбираются согласно утвержденной технологической карте режимов для данного трубопровода. Режимы работы трубопровода на год определяются из цели обеспечения плановой перекачки, проведения работ по подключению участков МН, очистке, диагностике, устранения дефектов [72]. Кроме того, переход на режим может быть произведен по следующим причинам [71]: — ограничения сдачи нефти производителями в систему ОАО «АК «Транснефть»; — ограничение приема нефти потребителями; — отсутствия товарного наличия нефти (свободной емкости) в РП НПС, возникшее из-за аварийной остановки МН или насосных агрегатов НПС подводящих (отводящих) нефтепроводов.
Задача выработки оптимального план-графика загрузки нефтепровода является логичным продолжением в последовательности мероприятий по оптимизации энергопотребления. В литературе [48] имеются сведения, что возможно повысить эффективность энергопотребления перекачки на 12-28%, за счет внедрения гибкой системы управления нефтепроводом.
В процессе разработки и согласования планов-графиков магистрального нефтепровода, возникает вопрос о поиске эффективного плана загрузки трубопровода на определенный срок (месяц, квартал, год). В качестве критерия эффективности могут выступать: время перекачки, затраты электроэнергии, минимальное количество переключений силового оборудования, повышение уровня технологической и экономической безопасности. Для краткосрочного планирования при малом количестве перекачивающих станций оптимальный план-график загрузки можно найти последовательно просчитав и перебрав все варианты. Однако для составления средне- и долгосрочных планов-графиков и конструктивно сложных систем магистрального транспорта нефти перебрать вручную все варианты практически невозможно. Эмпирические варианты загрузки далеко не всегда оптимальны.
Следовательно, необходимо разработать алгоритм для последующей программной реализации составления оптимального план-графика загрузки трубопровода из имеющегося множества технологически допустимых режимов работы, учитывающий конструктивные особенности участка нефтепровода.
Классическое решение достаточно широкого круга поисковых задач предполагает в качестве первого и основного шага выбор физического метода или их комбинации с учетом цели содержания задачи, условий ее решения, а также особенностей объекта контроля и поиска с последующей разработкой алгоритма [41].
К важным факторам, определяющим окончательное решение о выборе того или иного метода, относится наличие априорной информации о структуре и физических свойствах объекта контроля, а также граничных и начальных условиях и допустимом времени контроля.
Математическая постановка задачи выглядит следующим образом: из имеющегося дискретного множества п допустимых режимов работы R = {RVR2...Rn], где каждому режиму соответствуют значения удельных затрат электроэнергии с\,с2...сп ( ) при производительности Q],Q2—Q„. За плановый период tT часов необходимо перекачать объем нефти VT тонн. Необходимо выбрать точки переключения tx,t2,.... и режимы, на которые следует переключаться, чтобы из точки (0,0) прийти в область (rr,Vr) с минимальными энергозатратами.
Без учета аккумулирующей способности резервуарных парков план-график можно изобразить на плоскости V (объем-время), режим работы представляет собой прямую, тангенс угла которой с осью t представляет собой производительность режима. Однако из-за дискретности выбора режима перекачки время от времени производится переключение насосов. Согласно исследованиям Гумерова А.Г., Акбердина A.M. [35] время работы нефтепровода на установившихся режимах может составлять 80...90%, при длительности эксплуатации на установившемся режиме 8-12 часов, т.е. длительность переходного процесса в магистральном трубопроводе может достигать 20...60 мин и более. Иными словами, при переключении с одного режима на другой, некоторое время будут наблюдаться нестационарные процессы в нефтепроводе, а не новый режим перекачки.
Алгоритм решения системы уравнений движения, теплопроводности и баланса энергии
Примечание: первое значение диапазона соответствует ЛИДС «Пермь», второе - НПС «Лазарево - 2».
Согласно данным, приведенным в таблице 2.4 товарная нефть, согласно ГОСТ 51858 - 2002 «Нефть. Общие технические условия», относится по своим характеристикам к среднему типу нефтей.
На участке трассы трубопровода существует узел подкачки в приемо-раздаточном пункте Дебесы, 1645 км (прием нефти от нефтедобывающих компаний в систему МН ОАО АК «Транснефть»). Объем подкачки: согласно ТУ на подключение 0,774 млн.т. в год фактически: 2005 г. 0,196 млн.т., 2006 г. 0,237 млн. т. Конечным пунктом данного технологического участка является резервуарный парк нефтеперекачивающей станции «Лазарево». Далее нефть транспортируется в технологический участок «Лазарево - Клин» и перекачивается до начала трубопровода «Дружба».
Чтобы представить пример кодирования режима работы нефтепровода в виде битовой строки, приведем режимы для рассмотренного выше нефтепровода (таблица 2.1). Таблица 2.5 - Технологический режим работы нефтепровода
Первая группа из четырех битов кодирует состояние магистральных насосов на головной насосной станции, затем следует набор бит дросселя. Согласно конструктивной схеме нефтепровода на перегоне между второй и третьей насосными станциями есть узел подкачки, то после набора бит для второй насосной станции идет дополнительный бит подкачки, в данном случае он равен 1, что означает подкачка осуществляется. Распишем подробно предлагаемый алгоритм поиска оптимальных режимов работы нефтепровода.
Составляется начальная популяция {S}t=0 из М индивидуумов (хромосом). Размер популяции должен покрывать пространство поиска. Согласно данным [19] число М рекомендуется выбирать в диапазоне. Для эксплуатационного участка «Пермь-Лазарево» нефтепровода «Холмогоры - Клин» число объектов равно п = 25 (четыре насосных агрегата на трех НПС, четыре дроссельных устройства на каждой станции и пункт подкачки). Следовательно, размер популяции должен быть в интервале 25 М 50. Достаточным количеством М будем считать удвоенное произведение числа объектов рассматриваемой системы. Примечание: размер популяции необходимо оценивать по имеющемся картам технологических режимов за предшествующие периоды работы.
Определить и отметить «элитные» хромосомы с максимальной функцией пригодности. Выбранные хромосомы клонируются в дочернюю популяцию и не участвуют в операциях кроссинговера и мутации.
Из отобранных особей оставляем только отвечающие критериям отбора режимов. Ю.Объеднняем хромосомы полученные в шаге 8 с «элитными» хромосомами в новую популяцию. Цикл шагов 3-8 проводим до тех пор пока значение функции пригодности не будет постоянной в течение 20 поколений.
Центральным звеном алгоритма, определяющим направление эволюции решений, следовательно, и адекватности результатов поиска, является функция пригодности. В решениях однопараметрических обратных задач гидравлики прекрасно зарекомендовал себя метод её построения, основанный на минимизации отклонений модельных значений давления в узловых точках от фактических [74].
Известно, что график зависимости удельного энергопотребления от производительности нефтепровода носит гиперболических характер и имеет несколько локальных оптимумов (рисунок 2.6.).
Последовательность определения узловых точек В, С, D, Е, F, G и построение огибающей производится следующим образом [31]: 1) из всего множества допустимых режимов определяется режим с минимальным значением удельного энергопотребления Еуд и соответствующее ему значение производительности Qmin; 2) для каждого режима согласно формуле определяется значение
Согласно данному алгоритму определяется совокупность рациональных режимов, являющихся узловыми точками огибающей линии BCDEG. Данные режимы перекачки принимаются за первоначальное Парето множество.
Общее количество узловых точек равно 11 из 3840 возможных. В карте технологических режимов работы нефтепровода участка «Пермь-Лазарево» МН «Холмогоры-Клин» за 2007 г. приведено 35 допустимых режимов перекачки. Сравнение показывает, что отбор режимов отвечающих только предложенному алгоритму недостаточен. Поэтому необходимо оценить остальные режимы на рациональность их использования. Основываясь на работах [19, 55, 74] функцию пригодности для каждой особи будем оценивать по степени близости расчетного режима от нижней огибающей построенной в интервале между рациональными режимами, d; - мера расстояния между і-ой и j-ой хромосомами. Расстояние предлагается определять от нижней огибающей области допустимых режимов, по формуле[19]
Определения стационарных режимов работы магистрального трубопровода
Для трубопроводов, как объекта моделирования, характерно что длина труб является много большей, чем диаметры их поперечного сечения. Данный факт позволяет спроектировать трехмерные интегральные уравнения на ось трубопровода и перейти от трехмерной дифференциальной формулировки к эквивалентной одномерной дифференциальной форме [82]. В случае корректного выполнения перехода с соблюдением правил минимизации необходимых допущений [81, 80], сокращается время численного анализа системы, не снижая точности результата. Теоретическое обоснование данного перехода пояснено в монографии исследователей Селезнева В.Е., Алешина В.В., Прялова С.Н. [80]. Рассмотрим объем сплошной среды V, ограниченного замкнутой поверхностью S. Для этого объема при течении жидкости выполняются следующие законы сохранения массы, количества движения и энергии соответственно [82] функция теплообмена транспортируемой жидкости с окружающей средой. Среди условий выделим, что сечение трубопровода может изменяться со временем. Поэтому под знак дифференциал занесена площадь сечения трубопровода - f. Также стенки трубопровода являются абсолютно жесткими. Данная модель используется при моделировании течения газа по магистральным трубопроводам.
Станюкович К.П. предлагает использовать [86] следующие трехмерные уравнения неразрывности, движения и энергии для объема V, ограниченного поверхностью S: и кинетической энергии v 12, т.е. Е = є+—; Q - приток тепла к контрольному объему. Рассмотрим модель предложенную сотрудниками ГУП ИПТЭР Шутовым А.А., Штукатуровым К.Ю. предложенную в работах [113,61]. Данная работа основывается на исследованиях проведенных Петуховым Б.С. [63]. Представленная математическая модель предназначена для тепловых и гидравлических расчетов режимов работы нефтепроводов, перекачивающих нефти с различными реологическими свойствами, различного способа прокладки и при различных климатических условиях окружающей среды. Математическая модель процесса перекачки нефти основана на численном решении системы дифференциальных уравнений. Решение задачи теплообмена ядра потока с окружающей средой находится из решения сопряженных двумерных задач на заданных временных шагах численного анализа параметров транспортирования. Модель наиболее точно описывает процессы тепломассопереноса при течении жидкостей. Поэтому в расчетах используется модель Шутова А.А.
Основываясь на возможностях систем SCADA для применения в теплогидравлических расчетах данных об актуальном состоянии трубопровода и для более точного моделирования работы нефтепровода введем в данную модель адаптивные коэффициенты учитывающие изменение диаметра и вязкости перекачиваемого продукта, также коэффициент времени. Данные коэффициенты позволяют учитывать изменения во времени параметров работы трубопровода.
Добыча и транспорт нефтей сопровождается образованием различных скоплений во внутренней полости используемого оборудования, которые вызывают изменение эксплутационных характеристик и нормальной работы аппаратов. Практически все осложнения технологических режимов магистральных нефтепроводов приводят к снижению пропускной способности (увеличению гидравлических сопротивлений). Образование отложений происходит во всей системе транспорта нефти, и как следствие происходит уменьшение пропускной способности и надежности трубопровода, увеличиваются затраты на перекачку нефти. Отложения и их влияние на характеристику трубопровода следующие.
Водные скопления осаждаются в пониженных точках трассы, уменьшая площадь живого сечения трубы, что в большинстве случаев приводит к снижению пропускной способности. Однако, уменьшение живого сечения также уменьшает и площадь контакта нефти со стенкой трубопровода. Вода, как менее вязкая жидкость, выступает в роли «смазки»: нефть скользит по поверхности раздела фаз, имеющей на несколько порядков меньшее касательное напряжение сдвига. Следовательно, уменьшаются гидравлические сопротивления, но эффект возможен в узком диапазоне и зависит от коэффициента заполнения трубы. Наличие водных скоплений в магистральных трубопроводах ставится под сомнение.
Газовые скопления не однозначно изменяют эксплуатационные характеристики участка трубопровода. В широком диапазоне заполнения трубы газовоздушные скопления препятствуют течению жидкости, создавая дополнительные гидравлические сопротивления. Однако, если коэффициент заполнения трубы лежит в диапазоне [0,87-0,97] гидравлическое сопротивление самотечного участка меньше сопротивления аналогичного участка в напорном режиме [47]. В литературе имеются данные об участках трубопровода (протяженностью более 5 км.) заполненного газовоздушной смесью на 65-75% от поперечного сечения [45].
Отложения смол и парафинов на внутренней поверхности трубы однозначно уменьшают проходное сечение трубы (рисунок 3.1). Однако эти отложения могут выступать и в роли теплоизоляции участка трубопровода, уменьшая потери тепла от перекачиваемого продукта в окружающую среду, что повышает температуру потока и уменьшает вязкость самого продукта.
Количество регистрируемых параметров в традиционных системах телемеханики и АСУ весьма ограничено: давление (Р), температура (Т) и расход (Q). К ним можно ещё добавить время (т). Регистрация всех параметров сопряжена с некоторой пофешностью (таблица 1), собственной ошибкой обладают и решения обратных задач в алгоритмах диагностирования, что накладывает определённую неточность.
Необходимость ввода параметра при вязкости можно обосновать следующим. Большинство эксплуатируемых трубопроводов работают в турбулентном режиме течения нефти, который характеризуется сложным движением частиц жидкости как в продольном так и в поперечном сечении трубы. Поэтому значение касательного напряжения получается больше чем при ламинарном движении [67,65]. Для турбулентного режима течения (особенно при больших значениях числа Рейнольдса) введено понятие турбулентной составляющей вязкости, которая определяется по формуле [67,65]:
