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.