Содержание к диссертации
Введение
1 Современное состояние и перспективы развития системы магистральных нефтепродуктопроводов в условиях реализации рыночных отношений 25
1.1 Задачи и методы контроля энергопотребления объектов магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов 35
1.2 Методика сведения баланса энергопотребления на эксплуатационном участке нефтепродуктопровода 43
1.3 Возможности телемеханики магистральных трубопроводов в информационном обеспечении системы функциональной диагностики 71
1.4 Цели и задачи функциональной диагностики технологических режимов нефтепродуктопроводов 83
Выводы по главе 1 91
2 Аналитический аппарат системы функциональной диагностики осложнений технологических режимов магистральных трубопроводов 93
2.1 Методология генетических алгоритмов 97
2.2 Алгоритм многопараметрической диагностики 105
2.3 Приложение методологии нечётких множеств в построении функции пригодности алгоритма функциональной диагностики 116
Выводы по главе 2 123
3 Построение алгоритмов и свода решающих правил диагностики газовых скоплений 124
3.1 Проявление газовых скоплений и технология их удаления 126
3.2 Гидродинамические условия существования газового скопления 129
3.3 Влияние газового скопления на характеристику трубопровода 148
3.4 Диагностика газовых скоплений 155
3.5 Механизм реализации диагностических признаков газовых скопление в системе функциональной диагностики 162
Выводы и рекомендации по главе 3 167
4 Диагностика внутритрубных отложений 169
4.1 Моделирование теплообмена надземных и подводных трубопроводов 173
4.2 Особенности построения алгоритма диагностирования внутритрубных отложений в подземных трубопроводах 185
4.3 Детерминированные модели теплового взаимодействия трубопровода с подстилающим грунтом 188
4.4 Построение модели теплового взаимодействия трубопровода с грунтом 192
4.5 Экспериментальное подтверждение возможности использования численного моделирования в задачах прогнозирования и диагностирования тепловых режимов трубопроводов 209
4.6 Условия существования смолопарафиновых отложений в трубопроводах 218
4.7 Диагностические признаки смолопарафиновых отложений 221
4.8 Элементы базы знаний для диагностики смолопарафиновых внутритрубных отложений 227
Выводы и рекомендации по главе 4 230
5 Алгоритмы диагностирования скоплений воды 231
5.1 Состояния воды в перекачиваемых нефтях и нефтепродуктах 232
5.2 Гидродинамические условия существования водного скопления 239
5.3 Количественная оценка водного скопления 246
5.4 Влияние водного скопления на характеристику трубопровода 252
5.5 Миграция водных скоплений 260
5.6 Диагностика водных скоплений 263
5.7 Формализация решающих правил для диагностики водных скоплений 270
Выводы и рекомендации по главе 5 276
6 Проблемы интеграции компонентов системы управления магистральными трубопроводами на геоинформационной платформе 277
6.1 Современные программные средства системы управления магистральными нефтепродуктопроводами 278
6.2 Геоинформационные технологии 281
6.3 Использование аэрокосмической информации для уточнения геоинформационной модели окрестностей трубопровода 286
6.4 Геоинформационная система магистрального трубопровода 289
6.5 Свод решающих правил для диагностики утечек и неподвижных объектов 317
Выводы и рекомендации по главе 6 324
Заключение 325
Основные выводы и рекомендации 332
Список использованных источников 335
- Задачи и методы контроля энергопотребления объектов магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов
- Гидродинамические условия существования газового скопления
- Состояния воды в перекачиваемых нефтях и нефтепродуктах
- Свод решающих правил для диагностики утечек и неподвижных объектов
Введение к работе
з
Актуальность проблемы
В магистральном транспорте нефти доля выплат за потребленную электроэнергию превышает 30% эксплуатационных расходов, и в свете устойчивой тенденции к росту тарифов на электроэнергию эта доля неизбежно будет расти. С другой стороны, снижение несущей способности за счёт износа труб заставляет эксплуатировать магистральные трубопроводы в щадящих режимах при пониженных давлениях. В режимах плановой или вынужденной недогрузки объектов магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов задача экономии энергоресурсов значительно осложняется на участках, где возникают условия аккумуляции таких внутритрубных образований, как водные и газовые скопления, отложений смол, парафинов, ила, песка и грата, что снижает пропускную способность трубопровода. В связи с ужесточением санкций за загрязнение окружающей среды и увеличением случаев несанкционированных врезок на трассе весьма актуальна проблема обнаружения утечек, сбросов продукта на трассе, повышения промышленной и экологической безопасности эксплуатации нефте- и продуктопроводов. Столь различные эксплуатационные проблемы магистрального транспорта, однако, имеют общее решение. Все «осложнения» изменяют условия эксплуатации и могут быть идентифицированы мониторингом технологических параметров перекачки. Расширение задач традиционных мониторинговых систем способно принципиально повысить чувствительность, надежность и быстродействие систем обнаружения утечек (СОУ) за счёт оперативного обнаружения и позиционирования на трассе всех осложнений технологических режимов эксплуатации в режиме реального времени.
В диссертационной работе представлены результаты теоретических, экспериментальных и промышленных исследований, посвященных разработке и обоснованию методологии, аналитического аппарата и организационной структуры принципиально нового средства повышения эффективности управления транспортом нефти и нефтепродуктов - функциональной диагностики технологических режимов магистральных нефте- и продуктопроводов, позволяющей отслеживать тенденции развития процессов в трубопроводах; в ясных для пользователя понятиях интерпретировать собранные системой телемеханики параметры технологического процесса
4 перекачки; в удобной для анализа и дальнейшего принятия решения форме представлять результаты диагностирования и за счёт применения превентивных мер, устраняющих причины осложнений технологических режимов, экономить до трети затрат энергии на линейной части.
Под термином «функциональная диагностика» подразумевается система оперативной диагностики осложнений режимов эксплуатации магистрального нефтепровода исключительно по технологическим параметрам перекачки, регистрируемым штатными средствами телемеханики без специальных тестовых воздействий.
Объектом исследований диссертационной работы является линейная часть нефте- и продуктопроводов в изменяющихся технологических и погодно-климатических условиях эксплуатации, уложенная в рельеф местности, а предметом исследований - осложнения технологических режимов эксплуатации магистральных нефте- и продуктопроводов.
Исследования проводились в соответствии со следующими приоритетными направлениями развития науки техники:
комплексная научно-техническая программа Минвуза РСФСР «Нефть и газ Западной Сибири», утвержденная приказом № 599 от 15.10.82 г. и № 641 от 10.10.86;
межвузовская научно-техническая программа «Комплексное решение проблемы разработки, транспорта и углубленной переработки нефти и газа» (Приказ Госкомвуза России № 468 от 20.03.96);
межвузовская научно-техническая программа «Энерго- и ресурсосберегающие технологии» П.Т.436 «Энерго- и ресурсосберегающие технологии добывающих отраслей промышленности» (Приказ Минобразования РФ № 227 от 03.11.97);
межвузовская научно-техническая программа П.Т.467 «Технология добычи, транспорта и углубленной переработки нефти, газа и конденсата» (Приказ Минобразования России № 865от 03.04.98; указание № 747-19 от 22.12.97);
Федеральный Закон "Об энергосбережении" N 28-ФЗ от 03.04.96;
Приказ Минэнерго РФ «О проведении обязательных энергетических обследований на предприятиях и организациях» № 10 от 16.02.2001.
Цель диссертационной работы - разработка методов и аналитического аппарата системы функциональной диагностики характерных осложнений режимов эксплуатации магистральных нефте- и продуктопроводов.
5 Основные задачи исследований
Системный анализ объектов магистрального транспорта нефти с точки зрения энергопотребления, выявление и классификация причин осложнений технологических режимов эксплуатации магистральных нефтепроводов.
Построение моделей поведения эксплуатационного участка нефтепровода, уложенного в рельеф местности, для качественной и количественной оценки каждого из осложнений технологических режимов.
Разработка и анализ алгоритмов диагностирования, реализуемых в современных возможностях системы телемеханики, с целью выявления и определения положения осложнений на трассе нефтепровода.
Разработка методов оценок вклада каждого из характерных осложнений при одновременном их возникновении на каждом участке трассы рельефного нефтепровода, если признаки их проявления схожи.
Изучение современных информационно-аналитических ресурсов, используемых в эксплуатации магистральных нефте- и продуктопроводов, с целью интеграции их с системой функциональной диагностики на единой методологической основе геоинформационных технологий.
Методы решения поставленных задач
«Мягкие» вычисления: генетические алгоритмы, нечёткая логика и нечёткие множества.
Математическое моделирование тепло- и массопереноса в рельефном трубопроводе и прилегающем грунте.
Решение обратных задач гидродинамики и теплопереноса.
4. Промышленные исследования.
Основные защищаемые положения
Интеллектуальный алгоритм диагностирования, реализованный на методологии генетических алгоритмов, нечёткой логики и нечётких множеств.
Условия включения в перечень диагностируемых осложнений (необходимые условия существования).
Алгоритмы диагностики для каждого типа осложнения, обладающие высокой селективностью.
Принципы построения единого информационного пространства в управлении магистральными трубопроводами с послойно-тематической организацией данных на основе геоинформационных технологий.
6 Научная новизна
Выявлены и классифицированы основные причины осложнений технологических режимов перекачки, приводящие к снижению пропускной способности и повышению энергозатрат объектов магистрального транспорта нефти, которые возможно идентифицировать мониторингом технологических параметров перекачки без тестовых воздействий на трубопровод.
Разработаны технологические модели режимов перекачки нефтей и нефтепродуктов, осложнённых такими внутритрубными образованиями, как водные и газовые скопления, отложения смол, парафинов, ила, песка и грата, а также утечки, описывающие как установившийся режим, так и переходные процессы в трубопроводе с переменным углом наклона в соответствии с рельефом местности.
Обоснованы условия существования водных и газовых скоплений, смолопарафиновых отложений и утечек, определяющие включение каждого феномена в перечень диагностируемых осложнений.
Разработаны диагностические алгоритмы, базирующиеся на решении обратных задач гидромеханики многофазных потоков и тепло - массопереноса, дающие качественную и количественную оценку осложнениям.
Для оперативной диагностики осложнений разработан аналитический аппарат системы функциональной диагностики технологических режимов магистральных трубопроводов, совмещающий частные диагностические оценки, способный оперировать в условиях неопределённости из-за недостатка оперативной информации с трассы, ограниченной наличием и классом точности технических средств телемеханики. Предложен свод решающих правил, позволяющих в многомерном пространстве параметров перекачки повысить достоверность диагностических оценок. Выявлены механизмы самообучения и накопления знаний в процессе функционирования алгоритма.
Практическая ценность и реализация работы
Система функциональной диагностики технологических режимов эксплуатации систем магистральных нефте- и продуктопроводов является средством для:
повышения безопасности эксплуатации путем раннего обнаружения осложнений технологических режимов, а также повышения эффективности
7 взаимодействия объекта управления с диспетчером и оперативного принятия решений в различных ситуациях;
предотвращения аварий на трассе путем раннего выявления и предупреждения малых утечек, идентификация которых находится на пределе чувствительности современных систем обнаружения утечек;
повышение надежности за счёт исключения ошибок в принятии решений благодаря контролю за ситуацией с выдачей персоналу оперативной информации состояния линейных объектов, а также прогнозированию развития ситуации на каждом шаге действий диспетчера;
повышения эффективности эксплуатации за счет прогнозирования развития осложнений и применения превентивных мер для устранения причин снижения пропускной способности участков нефтепродуктопровода;
облегчения и упрощения работы персонала путем выдачи диспетчеру предварительно проанализированной и интерпретированной в понятных образах информации, быстрого и адресного доступа к документации.
Результаты научных исследований легли в основу следующих разработок:
методика «Анализ энергопотребления на перекачку нефти по магистральным нефтепроводам», на методологической основе которой предложен пакет прикладных программ «Энергопотребление». Методика включает системный анализ всех составляющих технологической цепочки магистрального транспорта нефти с точки зрения энергопотребления. Апробация программного продукта «Энергопотребление» на нефтепроводах «Куйбышев-Лисичанск» и «Куйбышев-Тихорецк» на участке «Куйбышев -Красноармейск» ОАО «Приволжские магистральные нефтепроводы» дала оценку эффективности мероприятий экономии энергоресурсов в каждом звене технологической цепочки, в результате чего получен эффект от оптимизации структуры энергопотребления 2'082 тыс.рублей (в ценах 2000 г.);
рекомендации по технологическим режимам эксплуатации нефтепровода «Тарасовское-Муравленковское» разработаны с использованием решений задачи теплообмена трубопровода с окружающим грунтом совместно с коллегами института проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР), в результате чего получен экономический эффект Г116 тыс.рублей (в ценах 1989 г.);
предложения по структуре организации информационно-аналитических ресурсов использованы НПП «Стройпроектсервис» для мониторинга утечек в системах диспетчерского контроля и управления магистральными нефтепроводами;
исследование теплогидравлических режимов магистральных трубопроводов «Уренгой-Сургут» и «Уренгой-Челябинск» легло в основу для обоснования природоохранных мероприятий и нетрадиционных конструктивных элементов линейной части и резервуаров на слабонесущих оттаивающих грунтах, на которые получены 5 свидетельств на изобретения;
на основе материалов диссертационной работы разработаны и используются в учебном процессе Уфимского государственного нефтяного технического университета учебно-методическое пособие для курсового и дипломного проектирования студентов, обучающихся по специальностям: 220400 «Программное обеспечение вычислительной техники и автоматизированных систем», 090700 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газохранилищ», 657900 «Автоматизированные технологии и производства», - а также для инженерно-технических работников предприятий магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов на курсах повышения квалификации и три учебно-методических руководства по курсам «Гидравлика», «Гидромеханика», «Гидрогазодинамика», «Гидрогазодинамические расчеты в нефтегазовом деле».
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на XIII-
XXVI школах-семинарах по проблемам трубопроводного транспорта (Уфа,
ИПТЭР (ВНИИСПТнефть), 1988 - 2002 гг.), XXXI-LII научно-технических
конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, УГНТУ (УНИ),
1980 - 2002 гг.), научно-производственном совещании "Пути и методы
прогнозирования и диагностики линейной части газопроводов
Главтюменгазпрома» (Сургут, 1987), отраслевом совещании
Миннефтегазпрома "Проблемы охраны окружающей среды в нефтяной промышленности" (Уфа, 1990), технических совещаниях региональных управлений АК «Транснефть»: ОАО «Уралсиб» (г.Уфа, 1999), ОАО
9 «Транссибнефть» (г. Омск, 2000), ОАО «Приволжскнефтепровод» (г. Самара, 2001), заседаниях ученых советов НИИБЖД МЧС РБ, ЮганскНИПИнефть (г.Уфа, 2000-2002 гг.), конференции АНК "Башнефть" (Уфа, 1996), семинаре НК ЮКОС «Снижение затрат при эксплуатации...трубопроводного транспорта НК ЮКОС» (г. Москва, 2001), секциях научно-технических советов УГНТУ, на Российских и международных семинарах, конференциях, симпозиумах: «Проблемы трубопроводного транспорта газа Западной Сибири» (Тюмень, 1987), «Новоселовские чтения» (Уфа, 1998), «Методы кибернетики химико-технологических процессов - «KXTn-V-99» (Москва, Уфа, Казань, 1999), IV международной конференции РАН «Химия нефти и газа» (Томск, 2000), "Проблемы нефтегазовой отрасли" (Уфа, 2000), 54, 55-ой Межвузовских научных конференциях «Нефть и газ» (Москва, РГУ, 2000, 2001), II и III конгрессе нефтепромышленников России «Проблемы нефти и газа» (г.Уфа, 2000-2001 гг.), 24 International Petroleum Conference and Exhibition "Oil and Gas Transportation" (Tihany, Hungary 18-20 Oct. 1999), European, Middle Eastern and Africa User Conference "GIS for the New Millennium" (Istanbul, Turkey, 2000).
Публикации
Основное содержание работы изложено в 73 работах, в том числе монографии и учебно-методическом руководстве, 43 статьях, 24 докладах и тезисах, 4 авторских свидетельствах и патентах. Данный труд основан на результатах исследований автора за более чем 20-летний период работы.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, заключения и библиографического списка. Она изложена на 365 страницах машинописного текста, содержит 87 рисунков, 32 таблицы. Библиографический список включает 322 наименования.
Автор выражает признательность за помощь и полезные советы в работе научному консультанту проф. А.М.Шаммазову; а также за научные консультации и ценные рекомендации проф. Р.Н.Бахтизину, проф. Г.К.Аязяну, доц. В.А.Шабанову; зам. директора НИИБЖД МЧС РБ проф. С.В.Павлову за предоставленные материалы по геоинформационным системам.
Задачи и методы контроля энергопотребления объектов магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов
С момента своего рождения в 1865 г. (Standard Oil, США) и до сегодняшнего дня при всех неоднозначных тенденциях своего развития магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов был и остается:
- самым высокопроизводительным видом транспорта для массовых грузов. В США, например, свыше 25% транспортируемых грузов внутри страны перемещается по трубопроводам. В сфере обслуживания магистрального транспорта занято 20 тыс. человек, что составляет 0,7% всех работников, занятых на транспорте. Тем самым достигается производительность труда более чем в 30 раз выше, чем на других видах транспорта [194];
- самым надежным и безопасным видом транспорта. Из материалов Национального совета по безопасности США следует, что, например, в 1992 г. на железных дорогах была 691 авария, при морских перевозках - 993 аварии, при авиационных перевозках - 1013 аварий и на автомобильных дорогах -39200, в то время как на магистральных трубопроводах было зафиксировано 20 отказов [239];
- самым рациональным и эффективным видом транспорта. Специалисты подсчитали, что для перемещения нефти на расстояние 1000 км железнодорожный транспорт расходует энергию, эквивалентную 14% перевозимого продукта, водный - 4%, а трубопроводный - всего 0,05-0,1% [194].
Однако вопрос повышения эффективности эксплуатации магистральных трубопроводов остается одним из самых злободневных. В абсолютном исчислении затраты энергии на транспорт нефти и нефтепродуктов огромны. Даже в период экономического кризиса в России и снижения добычи нефти вдвое в 1996 г. АК «Транснефть» израсходовала 5037 млн. кВт-ч [12]. Разработкой технологических приемов снижения энергопотребления занимались авторитетные ученые: В.Г.Шухов [260], Л.С.Лейбензон [122] обосновали технологические схемы перекачки с подключенными резервуарами и «из насоса в насос»; трудами Черникина В.И. [249], Яблонского B.C. [228], Тугунова П.И. [223], Новоселова В.Ф. [262], Абрамзона Л.С. [7] обоснована «горячая» перекачка высоковязких нефтей; применение спектра физико-химических методов воздействия для снижения вязкости и предотвращения парафиноотложений в трубах можно найти в работах Парного И.А. [248], Губина В.Е., Степанюгина В.Н., Целиковского О.И. [56], Скрипникова Ю.В., Сазонова О.В. [201] и др. Гидро- и пневмотранспорт, циклическая перекачка и перекачка с разбавителями, контейнерный транспорт... - далеко не полный перечень технологических приёмов повышения эффективности магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов. По-видимому, принципиальных изменений в технологических схемах магистрального транспорта углеводородного сырья в ближайшее время не ожидается. Установившиеся режимы эксплуатации магистральных трубопроводов в основном хорошо изучены и проверены практикой.
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. Традиционной последовательностью внедрения новой технологии считается: теоретическое обоснование, подтверждение в лабораторных условиях и применение в опытно-промышленных масштабах. Оценка эффективности того или иного новшества производится на основе сопоставления экономических параметров объекта до и после внедрения за отчетный период времени. Для протяженных систем, таких, как эксплуатационный участок магистрального трубопровода, - это квартал или год. Таким образом, для краткосрочных технологических воздействий (единичный пропуск скребка, промывка, фрагментарное использование реагентов или методов физического воздействия) по существующим методикам оценить эффективность весьма не просто. Неустановившиеся режимы эксплуатации вообще выпадают из рассмотрения, так как характерное время процесса колеблется от секунд до нескольких суток. Необходимо также отметить принципиальную невозможность получения точных количественных оценок технического состояния объекта по методикам ручного счета, оперируя осредненными значениями технологических и конструктивных параметров трубопровода, а также топографических, геологических и климатических условий окружающей трубу среды. Принимая во внимание количество входных непрерывно изменяющихся параметров, вызывает сомнение сама возможность сбора и обработки этой информации силами инженерно-технических служб. Развитие и повсеместное расширение области применения информационных технологий, АСУ и телемеханики в мониторинге магистральных трубопроводов поставило на повестку дня практическое использование адаптационных технологических моделей трубопроводных систем. Одним из приложений моделирования является энергоаудит.
В свете устойчивой тенденции к росту цен на энергоносители и особенно тарифов на электроэнергию весьма актуален вопрос об экономии энергоресурсов. В магистральном транспорте нефти доля электроэнергии в себестоимости магистрального транспорта нефти составляет 35% [282], и эта доля будет расти, если не предпринимать усилий к сокращению энергопотребления.
С точки зрения энергоснабжения и потребления участок между НПС с преобразованием электроэнергии в механическую в двигателях, а механическую в гидродинамическую в насосах можно схематично подразделить на:
1) электрооборудование:
- подводящие высоковольтные ЛЭП,
- трансформаторные подстанции,
- подключение сторонних потребителей,
- двигатели магистральных и подпорных насосных агрегатов;
2) насосные агрегаты:
- магистральные,
- подпорные;
3) обвязка НПС:
- технологические трубопроводы,
- резервуары,
- фильтры,
- регуляторы давления,
- узлы учёта,
- механизмы КИП и А;
4) линейная часть магистрального трубопровода (рисунок 1.6).
Гидродинамические условия существования газового скопления
Обоснование возможности применения теории течения жидкости в открытых руслах для определения формы и размеров газового скопления, находящегося в наклонном трубопроводе за перевальной точкой, можно найти уже в работах Б.А.Бахметьева, датированных 1914 г. [27].
Физическая картина потока продукта под «неподвижным» газовым скоплением весьма близка к модели безнапорного движения жидкости в цилиндрическом канале, подробно описанной в классических курсах гидромеханики [253,258,298], а применительно к водоводам и канализационным лоткам - в работах [47,62].
Вопросом существования устойчивого расслоенного течения двухфазного потока занимались многие отечественные и зарубежные ученые. Наиболее известны диаграммы, предложенные А.И.Гужовым [57], а за рубежом - Тейтелем и Даклером [313].
Градация структурных форм движения газонефтяного потока у разных исследователей колеблется от 5 до 9. Модель Тейтеля-Даклера предлагает 5 [313]:
расслоенная (stratified) - 1;
расслоенная с волновой поверхностью раздела фаз (srtatified wavy) - 2;
пробковая (intermitted) - 3;
кольцевая (annular) - 4;
эмульсионная (dispersed)-5.
А.И.Гужов различает 6 структурных форм течения, В.Ф.Медведев - 9 [57]. Но неизменно во всех исследованиях показано, что при малых скоростях газа («неподвижное» скопление) и скоростях движения жидкости 0-1,5 м/с режим движения - расслоенный.
Расчетную схему элементарного участка трубопровода, аппроксимируемого прямой с углом наклона а на профиле трассы, можно описать моделью стационарного расслоенного потока в наклонном цилиндрическом канале (рисунок 3.3).
Однако при изменении степени заполнения скорость движения жидкости меняется, а, следовательно, могут меняться и режим движения жидкости, и зона трения в турбулентном режиме. При малой степени заполнения - ламинарный с последующим переходом в турбулентный режим, а при определенных условиях и обратно. На рисунке 3.6 изображено изменение числа Рейнольдса в зависимости от коэффициента заполнения и режима течения жидкости.
С целью обобщения и анализа полученного решения введем в рассмотрение расход полным сечением Q/, под которым будем понимать производительность участка трубопровода в условиях, когда гидравлический уклон равен углу наклона оси к горизонту. Этот режим предполагает течение жидкости под действием только гравитационных сил, а давление по длине участка остается постоянным.
Хотя тенденция аналогична и на графиках, во всех случаях наблюдается точка максимума, но его величина и значение коэффициента заполнения, при котором максимум наблюдается, различны.
Решение данного уравнения в аналитическом виде для всех зон трения вызывает некоторые трудности. Поэтому, учитывая выражения через центральный угол 0 безразмерного гидравлического радиуса (3.11) и коэффициента заполнения (3.12), а также уравнения для определения коэффициентов гидравлического сопротивления А (3.21), можно получить аналитические зависимости для относительной производительности в диапазоне центральных углов 0 в пределах одной зоны трения
Для вязких жидкостей разница достигает 20 - 25%, что объясняется погрешностью в определении коэффициентов гидравлических сопротивлений по Лурье, предлагающей решение только в квадратичной зоне трения. В области больших заполнений (— 0.85) методика Лурье описывается ступенчатой функцией, которая дает неустойчивые решения. Предложенная методика позволяет моделировать технологические режимы перекачки нефтей в широком спектре изменения реологических и эксплуатационных характеристик продукта и труб. Приведём сопоставление зависимостей (3,25) с данными Р.С.Мартинелли, Р.У.Локхарта и Д.Б.Нельсона в оригинальных координатах, описываемых эмпирическим уравнением Мартинелли-Локхарта [232]
Максимальное отклонение результатов, полученных по аналитическим зависимостям (3.25) и эмпирической формуле (3.31) - 25,2 %, среднеквадратическое — 16,3 %, что объясняется отсутствием разделения данных на расслоенное и снарядное течение.
Более корректные эксперименты проведены А.И.Гужовым [57], на данных которого В.Ф.Медведевым предложена эмпирическая зависимость [128,133]
Оригинальные данные А.К.Галлямова, полученные на трубе диаметром 33 мм, в сопоставлении с данными А.М.Лобкова приведены в его диссертационной работе [41]. Для пересчёта относительной глубины потока жидкой фазы h/D в коэффициент заполнения сечения ш/шо использованы зависимости (3.8) и (3.12). Результаты сравнения приведены в таблице 3.2.
Состояния воды в перекачиваемых нефтях и нефтепродуктах
Вода в перекачиваемом продукте может находиться в различных состояниях:
растворенном;
эмульгированном;
адсорбированном на стенках трубопровода;
коалесцированном (водный отстой на нижней образующей трубы). Все фазы находятся в динамическом равновесии и при изменении условий эксплуатации участка трубопровода переходят друг в друга.
Растворимость воды в нефтепродуктах зависит от химического состава и внешних условий. По данным исследования растворимости воды в углеводородах и тошшвах Б.А.Энглина [32], меньше всего воды растворяется в алкановых УГВ, больше всего - в ароматических. С повышением молекулярного веса углеводородов растворимость воды уменьшается, а с повышением температуры при прочих равных условиях - увеличивается (таблица 5.1).
Во всех нефтяных фракциях растворимость воды с падением температуры уменьшается, но во всём диапазоне эксплуатационных значений параметра остаётся пренебрежимо малой. Так, при охлаждении продукта перекачки с 30 до 0 С может выделиться 0,02...0,03% от объёма перекаченной жидкости, что для условий МНП «Куйбышев-Лисичанск» составляет всего 10000... 15000 м3/год, для условий конденсатопровода «Уренгой-Сургут» -100...150м3/год.
В значительно больших объемах вода присутствует в продукте в эмульгированном состоянии. Хотя в процессе подготовки товарных нефтей предусмотрено её обезвоживание, а в резервуарных парках по пути её следования происходит гравитационная сепарация воды, по всему маршруту перекачки в продукте сохраняется водяная эмульсия, стойкость которой определяется размерами капель, прочностью бронирующих оболочек на их поверхности, возникающих в результате адсорбции на границе раздела фаз асфальто-смолистых веществ и тугоплавких парафинов, а также эффектом флотации капельками воды суспензии механических примесей.
Доминирующими факторами, определяющими степень дисперсности эмульсии, при совместном движении воды и нефти являются: скорость потока, поверхностное натяжение на границе раздела фаз и масштаб пульсаций. Скорость потока в транспортной системе варьируется в широких пределах: в резервуарных парках практически падает до нуля, а в проточной части центробежных насосов достигает десятков метров в секунду. Соответственно, магистральные насосы, работая как диспергаторы, дробят эмульгированные капли воды, повышая устойчивость эмульсий в десятки и сотни раз. Исследования В.П.Тронова показали, что если до силовых агрегатов основной объем эмульгированный воды (98%) представлен каплями больших размеров ( 200 мкм), то после них 95% воды сконцентрировано в глобулах 10... 15 мкм [220], а также существенно увеличен объем эмульгированной воды в каплях размером 3.. .5 мкм. Это эквивалентно дроблению каждой капли на 640.. .2500. Попадая в трубопровод, глобулы диспергированной воды обретают ярко выраженное распределение по сечению трубы (рисунок 5.2) [120], что способствует дроблению и коалесценции (coalescence) капель, обеспечивая идеальные условия для интенсификации массообменных процессов.
Из-за неравномерности пульсаций в турбулентном потоке возникают зоны, в которых возможно устойчивое витание капель воды различных размеров. Попадая в область более высоких градиентов скоростей, крупные капли испытывают тенденцию к дроблению. Выходя в зоны низких градиентов и меньших масштабов пульсаций, они будут объективно испытывать противоположную тенденцию - к слиянию.
Распределение глобул воды в турбулентном потоке по, А.К.Розенцвайгу, описывается трёхпараметрическим логнормальным законом распределения [192]:
Поверхностное натяжение падает с ростом температуры. Теоретической зависимости поверхностного натяжения от температуры в рамках эксплуатационных значений параметра не существует. Универсальный характер она приобретает лишь вблизи критической точки [121]. Аппроксимация экспериментальных данных в диапазоне эксплуатационных значений температур (0.. .35 С) даёт:
- для поверхности раздела вода-воздух о = 75,64 - 0,15, мН/м [175];
- для поверхности раздела вода-бензин а = 48,6 - 0,03, мН/м [209].
Величина поверхностного натяжения воды в нефти варьируется в широких пределах и зависит от содержания в ней стабилизирующих эмульсию компонентов: ПАВ, асфальтенов, смол и парафинов. Однако, для оценочных расчётов по нефти без депрессаторов, деэмульгаторов, ПАВ и пр. можно принять значение 47.. .52-10"3 Н/м.
Противоположная тенденция - собственно сепарация воды и деэмульсация продукта интенсифицируется с момента попадания нефти в нагнетательный трубопровод из магистрального насоса. Заметное воздействие на бронирующие оболочки оказывают пристенные эффекты: абразивный износ оболочек и расплющивание капель о выступающие части оборудования и стенки трубопровода. Интенсивность перевода воды в свободное состояние за счёт разрушения капель на стенке трубопровода описывается теоретической зависимостью [192]:
Результаты расчетов по формуле (5.4) приведены на рисунке 5.4.
Задаваясь глубиной разрушения эмульсии по приведенным кривым, можно определить длину трубопровода и время, в течение которого достигается необходимый эффект. 90 - 95% глобул воды разрушается на расстоянии 400 - 500 радиусов трубы, т.е. - в обвязке НПС. В дальнейшем процесс замедляется и идёт в основном за счёт деформации потока на выступающих частях оборудования, а также над водными скоплениями, которые играют роль инвертирующих экранов.
Свод решающих правил для диагностики утечек и неподвижных объектов
Диагностика утечек - элемент системы функциональной диагностики, получивший широкое приложение практически во всех системах SCADA. Неоспоримым преимуществом методологии «мягких вычислений» является возможность использования их одновременно. Данный раздел работы посвящен адаптации алгоритмов диагностирования п.6.4 и формализации решающих правил для базы знаний системы диагностики.
Глобальным условием включения в структуру хромосомы гена, кодирующего количественную оценку утечек @L, является дисбаланс перекаченного продукта, регистрируемый в начальном и конечном сечениях нефтепродуктопровода (6.3, 6.4). То есть «если математическое ожидание скорректированного по (6.4) дисбаланса масс по данным опросов расходомеров за цикл диагностирования т больше 0, необходимо найти место и оценить расход аварийной утечки нефти (нефтепродукта)».
Количественную оценку утечки в рамках предложенной методологии можно выразить нечётким множеством глобальных оценок соответствия решения интегральным диагностическим признакам осложнений технологических режимов нефтепровода в целом HL (2.28).
Решающее правило можно выразить следующим образом: "Параллель генов хромосомы {@L} соответствует оценке аварийных утечек, если суммарное количество потерянного продукта, определённого по балансу масс на входе и выходе нефтепровода, совпадает с таковым, закодированным в параллели генов {@L} ".
Формализация данного лингвистического правила, отвечающая всем требованиям п.3.5, имеет вид
Задача локализации места аварийного выхода продукта по своей сути является нечёткой интерпретацией барокорреляционного метода гидравлической локации утечек [126].
Решающее правило, основанное на этом методе, звучит следующим образом: «Потеря герметичности находится на том участке трассы, где линия гидравлических уклонов имеет излом, что характеризует уменьшение расхода по трубопроводу на величину утечки».
Алгоритм реализации данного правила следующий:
1) на каждом участке трубопровода между смежными замерными пунктами по показаниям манометров на его концах и известным оценкам осложнений решением обратной задачи трубной гидравлики определяется расход Qnv;
2) производим оценку принадлежности найденного решения Qm к нечётким множествам номинальных и сниженных на величину утечек расходов - 91LHOM и 91ье . Одно из возможных описаний функций принадлежности, обладающее достаточной селективностью по диагностируемому признаку, имеет следующий вид
3) последовательное тестирование всех участков выявляет те из них, где изменяется знак сравнения. Что и идентифицирует те участки, где наиболее вероятна потеря герметичности.
Применение процедур статистической обработки и выбраковки случайных ошибок измерений датчиками давлений, реализованных в пакете LeakSpyNT [181], повышает устойчивость расчётной процедуры определения Qmv. Применение развитого механизма статистической обработки данных датчиков давления стало возможным, так как в одном цикле диагностирования не менее 12...36 циклов опроса датчиков, а подтверждение места и величины утечки осуществляется при совпадении результата диагностирования в не менее чем 3-х циклах.
Диагностика утечек - наиболее разработанный и широко применяемый в системах SCADA алгоритм функциональной диагностики. В настоящее время более 50 фирм предлагают свои наработки на рынке систем управления магистральными трубопроводами, отличающиеся как физическими основами, так и особенностями их реализации. Анализ и сравнение этих алгоритмов выходят за рамки настоящей работы и являются коммерческой тайной разработчиков. Тем не менее не представляет особых трудностей сформировать нечёткие аналоги всем методам, описанным в п. 6.4. Каждая из оценок может применяться совместно, что повышает достоверность и точность процедуры диагностирования.
К сожалению, для диагностирования «неподвижных» объектов в полости трубопровода в рамках возможностей мониторинга технологических параметров перекачки, по существу, одно решающее правило: "Ген @U генома {@W, @А, @Д @L, @ Uji характеризует неподвижный объект на і-ом участке между замерными пунктами, если коэффициент местных сопротивлений, вычисленный по дисбалансу потерь энергии на трение, после учёта всех других видов осложнений остается неизменным во времени и пространстве в нескольких последовательных циклах диагностирования ".
В рамках методологии нечёткой логики категоричное выражение «неизменный» можно интерпретировать как логическое «очень», что означает оценку принадлежности к сечению 0,9 нечёткого множества статистической оценки коэффициентов местных сопротивлений (рисунок 6.12):
Столь ограниченный список решающих правил для диагностики «неподвижных» объектов по данным мониторинга технологических режимов перекачки вполне компенсируется таким широким спектром традиционных средств тестового диагностирования трубопроводов, как: пропуск специальных внутритрубных снарядов, профилеметрия, наружные методы непосредственного контроля, которые способны идентифицировать весь перечень осложнений, не зависящих от режима эксплуатации участка нефтепровода (гофры и вмятины; деформация труб; прикрытые линейные задвижки; засорение фильтров НПС; инородные тела в полости трубопровода; скопления грата и песка на нижней образующей труб). Частью эти осложнения, после определения их геометрических и других эксплуатационных характеристик средствами тестового диагностирования, могут быть занесены в базу данных конструктивных особенностей участка трубопровода, частью -устранены при проведении ППР.
Несмотря на избыточное количество решающих правил для диагностики всех видов осложнений технологических режимов результаты мониторинга столь узкого списка технологических параметров, приведённых в гл.2, не могут быть интерпретированы однозначно. Можно лишь говорить о более или менее вероятном сочетании количественных оценок тех или иных осложнений.
Другими словами, возникает классическая задача в области принятия решения. Результаты психологических исследований [81,119,161] ставят под сомнение обоснованность нормативных методов выбора, если в них используются операции получения информации, сложные для понимания человека. Если человеческим ошибкам и эвристикам не уделяется внимания, то трудно ждать положительных результатов от применения таких нормативных методов.
Далеко не решенным является вопрос о глубинных причинах человеческого поведения и выборе приоритетов в задачах принятия решений. Результаты многочисленных психологических экспериментов позволили определить лишь основные характеристики человеческой системы переработки информации [119]. Все чаще ставятся под сомнение постулаты экономической теории рациональности человека. Социологические и психологические исследования показывают, что рациональность человека ограничена, что восприятие ситуации и поведение лица, принимающего решения, основываются на многих критериях, значительная часть которых качественна и трудно формализуема [81].
В этих условиях целесообразно поручить диагностическому комплексу лишь подготовить исчерпывающую информацию, оставив окончательный выбор за человеком. Поэтому результатом процедуры диагностирования, приведенной в п.2.2, является конечный набор альтернатив в сочетании с качественными и количественными оценками каждой из них. И только производственный опыт работы на конкретном объекте магистрального транспорта нефти или нефтепродукта может подсказать критерии окончательного выбора из предложенных альтернатив.
