Диссертация (1173016), страница 12
Текст из файла (страница 12)
Для этого нам требуется невесь МН, а только участок от координаты УНВ и до конечного сечения.Принципиальная схема расчета расхода в УНВ:, − ,к = ∆ = (к ) →→ к = −1(∆) = −1 (, − ,к ).Далее в действие вступают формулы гидравлики или [104,105].К достоинствам данной методики относятся:1.повышенная точность локализации УНВ;(3.21)892.низкая стоимость;3.использование штатных КИП;4.возможность определения факта и места УНВ за пределами точностирасходомеров;5.определение предполагаемого расхода УНВ.Также существуют и недостатки данной методики, а именно:1.зависит от точности манометров, установленный на НПС и линейнойчасти;2.необходимо наличие пунктов замера давления на МН;3.не определяет УНВ в близи конечного сечения МН;4.точность определения предполагаемого расхода УНВ зависит отгидравлического состояния внутренней полости МН.Основными результатами параграфа 3.1 являются:1.РазработанаметодикапараметрическойлокализацииУНВнатрубопроводах, оборудованных линейными задвижками с средствами измерениядавления,пристационарномрежимеперекачкимонопродукта(нефть,нефтепродукт либо другая жидкость).2.Получена аналитическая формула расчета местоположения УНВ.3.Предложен математический алгоритм расчета расхода УНВ.3.2 Методика локализации УНВ на телескопических трубопроводахВ данном параграфе описана разработка математического алгоритмапредлагаемой методики обнаружения УНВ на телескопических трубопроводах.Предлагается методика обнаружения УНВ, работающая при стационарномрежиме перекачки в трубопроводах, имеющих вставки различного внутреннегодиаметра и перекачивающих монопродукт (нефть, нефтепродукт, вода), в основном90нацелена на использование в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов[98,140].
Также представленная методика может применяться на промысловыхнефтепроводах, где содержание воды в водонефтяной эмульсии мало [98,134,140].Для реализации данной методики необходимо измерить параметры режимана начальном и конечном сечении МН{н , к , н , к },(3.22)задать параметры транспортируемой среды{, },(3.23)конструкционные параметры трубопровода{ , , ∆ , вр , },(3.24)гден – давление в начальном сечении нефтепровода, [Па];к – давление в конечном сечении нефтепровода, [Па];н – расход в начальном сечении нефтепровода, [м3 ∙ с−1 ];к – расход в конечном сечении нефтепровода, [м3 ∙ с−1 ]; – плотность транспортируемого продукта, [кг ∙ м−3 ]; – коэффициент кинематической вязкости продукта, [м2 ∙ с−1 ]; – внешний диаметр i-ой секции трубы, [м]; – толщина стенки i-ой секции трубы, [м];∆ – абсолютная шероховатость i-ой секции трубы, [м]; – длина i-ой секции трубы, [м];вр – максимально допустимое напряжения для стали i-ой секции трубы, [Па].Таким образом, имеем параметры для расчета двух вариантов режимов.Первый – начальных вариант, с параметрами которого продукт отходит изначального сечения, второй – конечный, с параметрами которого продукт приходитв конечное сечение.
Место, в котором полные напоры данных двух режимов равны,и будет местоположением УНВ.Данная методика весьма похожа на МГЛ, но МГЛ не применим длятрубопроводов с вставками и загрязнениями внутренней полости трубы, которые91приводят к сужению внутреннего сечения нефтепровода. Также МГЛ даетбольшую ошибку локализации УНВ, как было показано в параграфе 2.3 приналичии вставок с таким же наружным диаметром, но с другой толщиной стенки.Таким образом, методика параметрической локализации УНВ является болееобщей и имеет более широкое применение по сравнению с МГЛ. По сути МГЛявляется частным подметодом методики локализации УНВ на телескопическихтрубопроводах.Особенностью данной методики является расчет сложных трубопроводов, укоторых внутренний диаметр не постоянен. Далее будет описан алгоритмопределения УНВ применительно к МН.Алгоритм определения местоположения УНВ по данной методике [134]:1.Рассчитываются полные напоры в начальном и конечном сечении МН:н =н+ н + ℎ,н ,∙к =к+ к + ℎ,к ,∙(3.25)(3.26)гден – высотная отметка начального сечения МН, [м];к – высотная отметка конечного сечения МН, [м];ℎ,н – скоростной напор в начальном сечении МН, [м];ℎ,к – скоростной напор в конечном сечении МН, [м]; = 9,81 – ускорение свободного падения, [м ∙ с−2 ].2.Рассчитываются потери напора на каждом сегменте для начального иконечного режима.
Для этого рассчитаем скорость течения продукта в каждомсегменте трубы одинакового внутреннего диаметра:н, =4 ∙ н, ∙ 2(3.27)к, =4 ∙ к, ∙ 2(3.28)По найденным скоростям движения продукта считается число Рейнольдса длякаждого сегмента:92н,, ∙ к,=, ∙ н, =(3.29)к,(3.30)По найденному числу Рейнольдса определяется формула расчета коэффициентагидравлического сопротивления () и, собственно, считается коэффициентгидравлического сопротивления для i-ой секции нефтепровода по формулам(3.8)÷(3.14). И наконец рассчитываем сами потери на каждом сегменте дляначального и конечного режимов:ℎн,8 ∙ ∙ н2=∙, ∙ 2 ∙ 5(3.31)ℎк,8 ∙ ∙ 2=∙, ∙ 2 ∙ 5(3.32) = (, , , ∆ ) – коэффициент гидравлического сопротивления; – длина i-ой вставки (секции одного диаметра) трубы.Также необходимо вычислить скоростные напоры в каждой секции МН поначальному и конечному расходам:нℎ,2н,=,2∙(3.33)кℎ,2к,=.2∙(3.34)3.Вычисляются на стыках секций (местах переходов с одного диаметра надругой) значения полного напора для начального и конечного режимов [140]:{нн , 1н , 2н , … , кн },(3.35){нк , 1к , 2к , … , кк }.(3.36)4.Проводится сопоставление полных напоров в узловых точках иопределяется сегмент, на котором располагается УНВ.
Таким образом, получаемнабор из четырех точек (3.37), первые две точки – это начало и конец ЛГУ сегментанефтепровода по начальным параметрам, на котором присутствует УНВ, а вторые– начало и конец ЛГУ сегмента нефтепровода по конечным параметрам:нк{−1 , , −1, н , −1, к }.(3.37)935.После определения сегмента трубопровода (участок нефтепровода спостоянным диаметром) вычисляется точное местоположение УНВ путемопределения точки пересечения линий гидравлического уклона на данном сегментепостоянного диаметра, построенным по начальным и конечным параметрам, припомощи численных методов (например, метода деления отрезка пополам, в данномслучае он подходит лучше всего). Однако, была выведена аналитическая формуладля определения координаты УНВ.Уравнения линий гидравлического уклона на найденном сегменте:нн(−1) = 0,− н ) ∙ + ( − −1 ) ∙ + (−1 ∙ н − ∙ −1(3.38)кк(−1) = 0.− к ) ∙ + ( − −1 ) ∙ + (−1 ∙ к − ∙ −1(3.39)Следовательно, полный напор будет определяться:нн(−1)− н ) ∙ + (−1 ∙ н − ∙ −1=,−( − −1 )(3.40)кк(−1)− к ) ∙ + (−1 ∙ к − ∙ −1=.−( − −1 )(3.41)Место УНВ будет определяться пересечением этих прямых:нн(−1)− н ) ∙ + (−1 ∙ н − ∙ −1=−( − −1 )кк(−1)− к ) ∙ + (−1 ∙ к − ∙ −1=.−( − −1 )(3.42)Из этого уравнения выражаем координату местоположения УНВ в даннойсекции:нн(−1)− н ) ∙ + (−1 ∙ н − ∙ −1=−( − −1 )кк(−1)− к ) ∙ + (−1 ∙ к − ∙ −1=.−( − −1 )(3.43)Таким образом, можно сократить знаменатель и координата местоположенияотносительно начала участка трубопровода будет определяться по формуле [134]:УНВЛибокн(−1 ∙ к − ∙ −1) − (−1 ∙ н − ∙ −1)= −1 +.нк(−1− н ) − (−1− к )(3.44)94УНВнк) − −1 ∙ (н − к ) ∙ (−1− −1= −1 +.нк(−1− н ) − (−1− к )(3.45)Основными результатами параграфа 3.2 являются:1.РазработанателескопическихпараметрическаятрубопроводахприметодикалокализациистационарномрежимеУНВнаперекачкимонопродукта (нефть, нефтепродукт, вода).2.Получена формула расчета местоположения УНВ относительно началаконтролируемого участка трубопровода.3.Данная методика может применяться также на промысловыхтрубопроводах с низким содержанием воды в перекачиваемой водонефтянойэмульсии.3.3 Методика параметрической локализации УНВ на телескопическихтрубопроводахВ данном параграфе представлен синтез двух предыдущих методик –методики локализации УНВ на телескопических трубопровода и методикипараметрической локализации УНВ.
Данная методика более всего подходит дляприменения на трубопроводах ПАО «Транснефть».Предлагаемая методика базируется на показаниях давления с линейныхзадвижек, оборудованных манометрами, на показаниях КИП насосных станций, атакже моделировании движения потока жидкости в сложном трубопроводе.При возникновении утечки на МН в реальном гидравлическом профилепоявляется излом, но это ощутимо при крупных УНВ на МН постоянноговнутреннего диаметра.
В нашем же случае строится моделируемая ЛГУ с учетомвставок различных внутренних диаметров и вычисляются моделируемые давленияна КП. Сравнивается с фактическим давлением на КП. В случае отличия на 0,002[МПа] определяем данный КП как КП, зафиксировавший повышение давления.95После чего выполняется поиск нового расхода (расхода в конечном сечении),соответствующего потерям напора на участке от КП, зафиксировавшегоповышение давления, и до конечного сечения МН. Далее строится ЛГУ с учетомвставок и перемены толщины стенки МН по начальному и конечному расходам научастке от начала МН и до КП, зафиксировавшего повышение давления большечем на 0,002 [МПа].
Пересечение ЛГУ, построенных по начальному и конечномурасходам, и будет координатой местоположения УНВ [96,98].Данная методика применима как при расходе УНВ в пределах точностирасходомеров на НПС, так и при выходе значений расхода УНВ за пределыточности измерения КИП [96,98].Для реализации данного метода необходимы следующие параметрытрубопроводной системы [96,98]:С КИП на линейных задвижках получаем набор измерений давления{1 , 2 , … , , … , },(3.46)координаты КП{1 , 2 , … , , … , },(3.47)параметры режима в начальном и конечно сечении МН{н , к , н },(3.48)параметры транспортируемой среды{, },(3.49)конструкционные параметры трубопровода{ , , ∆ , вр , },где1 – давление на первой линейной задвижке, [Па];2 – давление на второй линейной задвижке, [Па]; – давление на m-ой линейной задвижке, [Па]; – давление на n-ой линейной задвижке, [Па];1 – координата первой линейной задвижки, [м];2 – координата второй линейной задвижки, [м]; – координата m-ой линейной задвижки, [м];(3.50)96 – координата n-ой линейной задвижки, [м];н – давление в начальном сечении нефтепровода, [Па];к – давление в конечном сечении нефтепровода, [Па];н – расход в начальном сечении нефтепровода, [м3 ∙ с−1 ]; – плотность транспортируемого продукта, [кг ∙ м−3 ];–коэффициенткинематическойвязкоститранспортируемогопродукта, [м2 ∙ с−1 ]; – внешний диаметр i-ой секции трубы, [м]; – толщина стенки i-ой секции трубы, [м];∆ – абсолютная шероховатость i-ой секции трубы, [м]; – длина i-ой вставки (секции одного диаметра) трубы, [м];вр – максимально допустимое напряжения для стали i-ой секциитрубы, [Па].1.Шаг первый – необходимо посчитать внутренний диаметр для каждойсекции сложного нефтепровода: = − 2 ∙ .(3.51)2.Считаем скорость движения продукта на каждой секции по заданномузначению расхода:н, =4 ∙ н.
∙ 2(3.52)3.Считаем скоростные напоры для каждой секции:ℎ2н,=.2∙(3.53)4.Зная давления и координаты точек замера рассчитывается реальныйгидравлический профиль МН на базе замеров давления с КП и КИП НПС.Скоростной напор берется в зависимости от того, на какой секции расположен КП. =где+ + ℎ ,∙(3.54)97 – высотная отметка m-го КП, [м]; = 9,81 – ускорение свободного падения, [м ∙ с−2 ].5.Далее необходимо построить моделируемую линию гидравлическогоуклона, отправной точкой для которой станет начальное сечение:н =н+ н + .∙(3.55)По найденной скорости движения продукта (3.53) считается число Рейнольдса длякаждой секции МН:н, =.
∙ (3.56)По найденному числу Рейнольдса для i-ой секции определяется формула расчетакоэффициента гидравлического сопротивления для i-ой секции ( ) и, собственно,рассчитывается коэффициент гидравлического сопротивления нефтепровода поруководящему документу [104,105] либо по классическим формулам гидравлики(3.8)÷(3.14).Теперь рассчитываются потери напора на каждой секции МН:8 ∙ ∙ н2ℎ = ∙. ∙ 2 ∙ 5(3.57)И рассчитываются моделируемые напоры на стыке секций:, = ,−1 − ℎ ,где ,0 = н .(3.58)98HКП1КП2КПm КПm+1КПnLРисунок 3.3 – Моделируемая линия гидравлического уклона нефтепроводаТаким образом, мы построили моделируемую ЛГУ. Далее по ЛГУвычисляются моделируемые полные напоры и давления на КП:{,1 , ,2 , … , , , … , , }.(3.59)6.После происходит сравнение моделируемых и реальных значений давленияна КП.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
