способ определения величины и места утечки в магистральном трубопроводе между двумя смежными насосными станциями насосно-трубопроводного комплекса по перекачке нефти и нефтепродуктов

Формула изобретения

Способ определения величины и места утечки в магистральном трубопроводе между двумя смежными насосными станциями насосно-трубопроводного комплекса по перекачке нефти и нефтепродуктов путем измерения давления на входе и выходе каждого насосного агрегата и на входе и выходе трубопровода между двумя смежными насосными станциями, измерения потребляемой электрической активной мощности каждым приводным электродвигателем насосного агрегата, сечения и длины магистрального участка трубопровода между смежными насосными станциями, передачи данных с насосной станции на диспетчерский пункт, отличающийся тем, что в текущий момент времени с учетом имеющихся базовых характеристик насосов, выражающих зависимость расхода от мощности, действующей на валу насоса, давления, создаваемого насосом, и от расходного коэффициента, включая эти значения при работе насоса на закрытую задвижку на выходе, с помощью датчиков давления измеряют давление на входе и выходе каждого насоса и в начале и конце участка магистрального трубопровода между двумя смежными насосными станциями, счетчиками электрической мощности измеряют значения активной электрической мощности, потребляемой приводными электродвигателями насосов из сети, с указанием номера работающего насосного агрегата, цифровыми часами измеряют время перетекания объема жидкости, находящейся в трубопроводе между двумя смежными насосными станциями, выходы с которых подают в систему телемеханики, которая передает их на диспетчерский пункт в ЭВМ, в которой находится база данных по каждому насосному агрегату, содержащая паспортные характеристики насоса вместе с расходной характеристикой насоса, эксплуатационный коэффициент, коэффициент сходимости и с учетом полученных текущих данных вычисляют по каждому насосному агрегату: мощность, действующую на валу насоса, путем умножения измеренной мощности на коэффициент полезного действия электродвигателя, давление, создаваемое каждым насосом, путем вычитания значения давления на входе насоса из значения давления на выходе из насоса, вычисляют расходный коэффициент насосного агрегата путем вычитания из результата деления действующей мощности на валу насоса на создаваемое им давление, умноженное на эксплуатационный коэффициент результата деления мощности на валу насоса на создаваемое им давление при закрытой задвижке на выходе насоса при нулевой подаче, и полученную разницу на коэффициент сходимости, сравнивают полученное значение расхода с предыдущим значением и если эти значения не равны, то вычисляют место утечки в трубопроводе по цифровым часам, которые запускаются в работу при пуске трубопровода в работу с отсчетом времени, одновременно по известному расходу определяется время, в течение которого вся жидкость, находящаяся в трубопроводе, должна перетечь от одной станции к другой, по истечении этого времени делается сброс часов и последние начинают отсчет времени вновь, если в процессе работы появилась утечка, то расходы на смежных насосных станциях не будут равны друг другу и в это время подается сигнал на остановку часов, которые будут показывать время от начала утечки, при прохождении жидкости от одной насосной станции к другой по известному времени определяют расстояние до места утечки, степень которой оценивают по разнице расходов на смежных насосных станциях;

вычисления ведутся по следующим формулам:

расходный коэффициент М



где N - мощность на валу насоса, равная

N=P_{c эд}, кВт,

р_с - активная мощность, которая определяется счетчиком активной энергии с импульсным выходом по формуле



где n - число импульсов счетчика за период измерения, Т - время между импульсами, с, m - цена одного импульса счетчика, равная



n_с - число импульсов, которое выдает счетчик за один кВт·ч;

_эд - КПД электродвигателя, которое находится из паспортной характеристики электродвигателя в зависимости от мощности, потребляемой из сети в данный момент;

_эк - эксплуатационный коэффициент насосной установки, характеризующий отклонение действующей рабочей характеристики от номинальной, которые находятся в базе данных ЭВМ,



коэффициент сходимости K



где N_o, p_o, N_o1 , p_o1 - соответственно мощность и давление, взятые из паспортной характеристики насосной установки, и мощность и давление, полученные при работе насоса на закрытую задвижку, которые находятся в базе данных ЭВМ, кВт и кг/см²;

М_н - расходный коэффициент при работе насоса с номинальными параметрами,

давление, развиваемое насосом, р

p=p_вых-p_вх, кг/см² ,

где р_вх давление на входе насоса, кг/см ²;

р_вых - давление на выходе из насоса, кг/см²;

вычисляют объемный расход Q по вычисленному расходному коэффициенту М и таблице расходов Q и расходных коэффициентов М



где в измеренном диапазоне нижний предел - Q_мин и М_мин, верхний предел - Q_макс и М_макс;

величина утечки Q=Q₁-Q₂, м³/ч,

перепад давления на магистральном трубопроводе между смежными насосными станциями р=р_кт-р_нт, кг/см² сравнивают Q и р с предыдущими значениями при одном и том же расходе,

разница будет характеризовать величину утечки в трубопроводе, по известному внутреннему сечению S и диаметре d трубопровода и его длине L вычисляют емкость V участка трубопровода по формуле

V=S L, м³ или V=( d²/4)L, м³,

при известном расходе перекачиваемой жидкости определяют время Т_р , в течение которого проходит весь объем жидкости, находящийся в трубе между смежными станциями

T_p=V/T, ч или с,

и определяют скорость движения жидкости

u=L/T, км/ч или м/с,

за время, через которое произошла утечка Т_у, определяют расстояние L, на котором она произошла от начальной по течению жидкости насосной станции

L=T_y·u, км или м.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области транспортировки нефтепродуктов с помощью насосно-трубопроводного транспорта и может быть использовано для анализа состояния магистральных труб в реальном масштабе времени. Современные системы насосно-трубопроводного комплекса магистральных нефтепроводов являются сложными инженерными сооружениями, которые характеризуются большой протяженностью магистральных трубопроводных линий; большим разнообразием рельефа местности, по которой проложены магистральные трубопроводные линии; большой мощностью насосных агрегатов на насосных станциях; трудностью в измерении количества транспортируемой нефти; высокими требованиями к надежности работы всего насосно-трубопроводного комплекса, при которой бы исключались повреждения системы трубопровода и обеспечивалась надежность работы системы на всем участке ее протяженности.

Известен способ измерения расхода и плотности жидкости, подаваемой центробежным электронасосом /Пат. 2119148 Российская Федерация, МПК G01F 1/34. Способ измерения расхода и плотности жидкости, подаваемой центробежным электронасосом / Кричке В.О., Громан А.О., Кричке В.В. - Опубл. 20.09.98/ [1].

Известен массовый расходомер-плотномер жидкости, подаваемой центробежным электронасосом /Пат. 2182697 Российская Федерация, МПК G01F 1/86. Массовый расходомер-плотномер жидкости, подаваемой центробежным электронасосом / Кричке В.О., Громан А.О., Кричке В.В. - Опубл. 20.05.02/ [2].

Наиболее близким к изобретению является способ непрерывного контроля за работой насосов в насосно-трубопроводном комплексе магистрального нефтепровода, содержащий центробежные электронасосы и трубопроводы, путем измерения давления на входе и выходе каждого насоса насосного агрегата, измерения потребляемой электрической активной мощности каждым приводным электродвигателем насосного агрегата и передачи данных с насосной станции на диспетчерский пункт через систему телемеханики /Пат. 2114325 Российская Федерация, МПК F04D 13/06, D01F 1/00. Способ непрерывного контроля за работой насосов в насосно-трубопроводном комплексе магистрального нефтепровода / Кричке В.О., Громан А.О., Кричке В.В. - Опубл. 27.06.98/ [3]. Анализ работы насосно-трубопроводной системы ведется по производительности насосных агрегатов и падению давления на контролируемом участке трубопровода. В соответствии с известным способом реализуется контроль за работой насосных агрегатов и насосно-трубопроводного комплекса путем анализа расходов на двух смежных насосных станциях, а также падения давлений на магистральном участке нефтепровода, находящемся между этими насосными станциями, полученных экспериментальным и расчетным путями. Неравенство расходов и давлений является сигналом об аварийном состоянии контролируемого участка нефтепровода. В этом и указанных выше патентах не рассматриваются вопросы, связанные с определением места утечки на магистральном нефтепроводе.

Задачей изобретения является определение величины и места утечки в магистральном трубопроводе между двумя смежными насосными станциями насосно-трубопроводного комплекса.

Техническим результатом изобретения является - своевременное обнаружение величины и места утечки в магистральном трубопроводе между двумя смежными насосными станциями насосно-трубопроводного комплекса по перекачке нефти и нефтепродуктов.

Технический результат достигается тем, что в известном способе определения величины и места утечки в магистральном трубопроводе между двумя смежными насосными станциями насосно-трубопроводного комплекса по перекачке нефти и нефтепродуктов путем измерения давления на входе и выходе каждого насосного агрегата и на входе и выходе трубопровода между двумя смежными насосными станциями, измерения потребляемой электрической активной мощности каждым приводным электродвигателем насосного агрегата, сечения и длины магистрального участка трубопровода между смежными насосными станциями, передачи данных с насосной станции на диспетчерский пункт, особенностью является то, что в текущий момент времени с учетом имеющихся базовых характеристик насосов, выражающих зависимость расхода от мощности, действующей на валу насоса, давления, создаваемого насосном и от расходного коэффициента, включая эти значения при работе насоса на закрытую задвижку на выходе, с помощью датчиков давления измеряют давление на входе и выходе каждого насоса и вначале и конце участка магистрального трубопровода между двумя смежными насосными станциями, счетчиками электрической мощности измеряют значения активной электрической мощности, потребляемой приводными электродвигателями насосов из сети, с указанием номера работающего насосного агрегата, цифровыми часами измеряют время перетекания объем жидкости находящейся в трубопроводе между двумя смежными насосными станциями, выходы с которых подают в систему телемеханики, которая передает их на диспетчерский пункт в ЭВМ, в которой находится база данных по каждому насосному агрегату, содержащие паспортные характеристики насоса вместе с расходной характеристикой насоса, эксплуатационный коэффициент, коэффициент сходимости и с учетом полученных текущих данных вычисляют по каждому насосному агрегату: мощность, действующую на валу насоса, путем умножения измеренной мощности на коэффициент полезного действия электродвигателя, давление, создаваемое каждым насосом, путем вычитания значения давления на входе насоса из значения давления на выходе из насоса, вычисляют расходный коэффициент насосного агрегата путем вычитания из результата деления действующей мощности на валу насоса на создаваемое им давление, умноженное на эксплуатационный коэффициент результата деления мощности на валу насоса на создаваемое им давление при закрытой задвижке на выходе насоса при нулевой подаче, и полученную разницу на коэффициент сходимости, сравнивают полученное значение расхода с предыдущим значением и если эти значения не равны, то вычисляют место утечки в трубопроводе по цифровым часам, которые запускаются в работу при пуске трубопровода в работу с отсчетом времени, одновременно по известному расходу определяется время, в течение которого вся жидкость, находящаяся в трубопроводе, должна перетечь от одной станции к другой, по истечении этого времени делается сброс часов и последние начинают отсчет времени вновь, если в процессе работы появилась утечка, то расходы на смежных насосных станциях не будут равны друг другу и в это время подается сигнал на остановку часов, которые будут показывать время от начала утечки при прохождении жидкости от одной насосной станции к другой, по известному времени определяют расстояние до места утечки, степень которой оценивают по разнице расходов на смежных насосных станциях;

вычисления ведутся по следующим формулам:

расходный коэффициент М

где N - мощность на валу насоса, равная

N=Р_{c эд}, кВт,

Р_c - активная мощность, которая определяется счетчиком активной энергии с импульсным выходом по формуле:

где n - число импульсов счетчика за период измерения, Т - время между импульсами, с, m - цена одного импульса счетчика, равная

n_с - число импульсов, которое выдает счетчик за один кВт·ч;

_эд - КПД электродвигателя, которое находится из паспортной характеристики электродвигателя в зависимости от мощности, потребляемой из сети в данный момент;

_эк - эксплуатационный коэффициент насосной установки, характеризующий отклонение действующей рабочей характеристики от номинальной, которые находятся в базе данных ЭВМ,

коэффициент сходимости К

где N_o, p_o, N _o1, p_o1 - соответственно мощность и давление, взятые из паспортной характеристики насосной установки, и мощность и давление, полученные при работе насоса на закрытую задвижку, которые находятся в базе данных ЭВМ, кВт и кг/см²;

М_н - расходный коэффициент при работе насоса с номинальными параметрами;

давление, развиваемое насосом, р

р=р_вых-р_вх, кг/см ²,

где р_вх давление на входе насоса, кг/см²;

р_вых - давление на выходе из насоса, кг/см²;

вычисляют объемный расход Q по вычисленному расходному коэффициенту М и таблице расходов Q и расходных коэффициентов М

где в измеренном диапазоне нижний предел - Q_мин и М_мин, верхний предел Q_макс и М_макс;

величина утечки Q=Q₁-Q₂, м³/ч;

перепад давления на магистральном трубопроводе между смежными насосными станциями

р=h_кт-р_нт, кг/см²;

сравнивают Q и р с предыдущими значениями при одном и том же расходе,

разница будет характеризовать величину утечки в трубопроводе, по известному внутреннему сечению S и диаметру d трубопровода и его длине L вычисляют емкость V участка трубопровода по формуле

V=S·L, м³ или V=( d²/4)L, м^з,

при известном расходе перекачиваемой жидкости определяют время Т_р , в течение которого проходит весь объем жидкости, находящийся в трубе между смежными станциями

Т_р =V/Т, ч или с,

и определяют скорость движения жидкости

u=L/T, км/ч или м/с,

за время, через которое произошла утечка Т_у, определяют расстояние L, на котором она произошла от начальной по течению жидкости насосной станции

L=Т_у·u, км или м.

Доказательство существенных отличительных признаков предлагаемого способа определения величины и места утечки в магистральном трубопроводе между двумя смежными насосными станциями насосно-трубопроводного комплекса по перекачке нефти и нефтепродуктов проводилось только по сравнению с указанными выше

На фиг.1 дана схема магистрального нефтепровода.

На фиг.2 даны рабочие характеристики насоса НМ 1000-10, D₂=500 мм, n=3000 об/мин, где M-Q - расходная, H-Q - напорная, N-Q -мощностная, КПД - Q - коэффициент полезного действия насоса.

На фиг.3 даны графики сравнительных испытаний расхода по трем насосным станциям НС1, НС2, НС3 и утечку УТ.

На фиг.4 даны графики расхода по двум смежным насосным станциям и время перемещения жидкости от одной насосной станции к другой. Расходы измерялись на НС1 российским способом, НС2 - ультразвуковым расходомером с пересчетом по массе и НС3 с помощью емкости с пересчетом по массе и на ДП - диспетчерском пункте.

На фиг.5 даны графики расхода и время движения жидкости между двумя насосными станциями.

На фиг.6 даны графики зависимости перепада давления на участках магистрального нефтепровода между смежными насосными станциями НС1-НС2 и НС2-НС3 от расхода и расстояния между ними.

Контроль за состоянием магистральных линий нефтепроводного насосно-трубопроводного комплекса является одной из главных задач при его эксплуатации. Несвоевременное обнаружение возможных утечек в трубопроводе при его повреждении может привести к серьезному загрязнению окружающей среды с большими экологическими и материальными последствиями. Магистральные линии имеют протяженность не менее 50 км. Магистральный нефтепровод состоит из перекачивающих и наливных станций, линейных сооружений. В состав магистрального трубопровода входят одна головная и от двух до десяти промежуточных станций. Расстояние между перекачивающими станциями может быть 300 и более километров. На фиг.1 дана схема магистральных трубопроводов в которой находится 4 насосных станции. На каждой насосной станции имеется по 4 насосных агрегата НА1, НА2, НА3, НА4, операторная с комплексом приборов по контролю за работой участка нефтепровода, отдельное помещение с электрооборудованием. Информация о состоянии работы нефтепровода подается на диспетчерский пункт с ЭВМ. Для контроля за расходом и плотностью перекачиваемых нефтепродуктов имеется узел учета УУ. На выходе и входе каждого участка магистрального нефтепровода, находящегося между насосными станциями, установлены датчики давления р_вх, р_вых. Для перекачки нефтепродуктов используются центробежные электронасосы производительностью 10000 м³/ч и более с мощностью приводных электродвигателей до 10000 кВт и более. В качестве привода насосов могут использоваться как синхронные, так и асинхронные электродвигатели. Для питания электродвигателей на насосной станции имеется трансформаторная подстанция с установкой на ней двух трансформаторов напряжения 110/35/6 кВ или 110/6 кВт с регулированием напряжения под нагрузкой. Каждый электродвигатель питается индивидуальным фидером от распределительного устройства 6-кВ подстанции. Для обеспечения непрерывной подачи нефтепродуктов потребителям на головных станциях имеются от 10 до 20 резервуаров, удаленных от насосных станций на значительное расстояние. Линейная часть магистрального трубопровода включает в себя трубу с линейной арматурой, переходы через реки, овраги, горы, ущелья, болота, железные и автомобильные дороги, линии связи. Для обеспечения постоянного контроля и наблюдения за техническим состоянием линейной части магистрального трубопровода, своевременного выявления утечки предупреждения аварии через каждые 10-15 км трассы размещают блок-посты для линейных обходчиков. Магистральные трубопроводы укладываются в неглубокие траншеи с засыпным грунтом. По назначению магистральные трубопроводы подразделяются на нефтепроводы и нефтепродуктопроводы. В зависимости от температуры перекачиваемого продукта нефтепроводы могут быть горячие, с температурой перекачиваемого продукта выше +50°С, и холодные, с температурой перекачиваемого продукта до +50°С. Протяженность магистрального трубопровода может быть от несколько десятков до тысяч километров. На магистральных трубопроводах в основном используются стальные трубы диаметром от 200 до 1220 мм и толщиной от 4 до 20 мм. Трубы испытываются при температуре не более 100°С на давление 200 кг/см ². Движение жидкости в трубах в основном турбулентное. Основными параметрами, характеризующими режим работы трубопроводов, являются рабочие давления на начальном и конечном участках трубопровода, перепад давления на регулирующем органе и количество перекачиваемого продукта. Режимы работы трубопровода могут быть установившиеся и неустановившиеся. Магистральный нефтепровод необходимо рассматривать как единый технологический процесс. Изменение параметров перекачки на одном из участков нефтепровода между двумя насосными станциями в кратчайшее время приводит к изменению параметров всего нефтепровода со скоростью 6-8 кг/см² в секунду. Скорость распространения ультразвука, а следовательно, волн возмущения, в трубопроводе составляет 1-1,2 км/с. Так, если на магистральном трубопроводе длиной 800 км по технологическим причинам произойдет отключение какой-либо насосной станции, то остальные станции отключатся через 13-16 мин. Аварии на линейной части магистрального трубопровода возникают в основном из-за превышения давления в трубопроводе, при внезапных отключениях насосных станций. Кроме этого, аварийные повреждения трубопроводов могут происходить в результате оползней грунта, сейсмических колебаний почвы, обвалов, усадки, подмыва опор трубопровода грунтовыми водами, наезда на трубопровод механического транспорта, задевания ковшами экскаваторов или другой ремонтной техникой. Повреждения трубопровода могут быть за счет химических и электрохимических воздействий, которые приводят к коррозии внутренней и внешней поверхностей трубы. В результате этих причин в трубопроводе могут возникнуть нарушение герметичности или его разрыв. Для обнаружения повреждений используют волной метод или метод контроля акустических импульсов, возникающих в момент разрыва трубопровода. В поврежденном трубопроводе при установившихся параметрах используются следующие методы контроля состояния трубопровода: сопоставление давлений вдоль трубы трубопровода с давлениями до повреждения; сопоставление расходов по участкам трубопровода; основанные на применении приборов-зондов, перемещаемых потоком нефтепродуктов; основанные на фиксации вытекающего нефтепродукта или добавок в него; основанные на прослушивании акустических шумов. Устройства защиты от почвенной коррозии и блуждающих токов, линейные датчики для дистанционного контроля параметров перекачки и состояния линейного оборудования. Одним из перспективных методов обнаружения утечек в трубопроводе является метод сравнения в реальном масштабе времени расходов на смежных насосных станциях с возможностью определения места утечки. Для этого на каждой насосной станции с использованием способа измерения расхода, когда сам насос одновременно является расходомером, измеряются расходы [1.2.3] и сравниваются между собой. Вычисление расхода делается при наличии расходной характеристики насоса M-Q, где М - расходный коэффициент, равный:

M=(N/p) - (N _o/p_o), кВт/МПа,

где М, N, р - соответственно расходный коэффициент, мощность на валу насоса и давление, создаваемое насосом, р=р_вых-р_вх , где р_вых - давление на выходе насоса и р_вх - давление на входе насоса, действующие в период измерения расхода, кВт/МПа, кВт, МПа; N₀, р₀ - соответственно мощность на валу насоса и развиваемое им давление, взятые из паспортной или базовой характеристики насоса, при нулевой подаче в начале рабочей характеристики. При отклонении фактической характеристики от базовой для ее коррекции в формулу расходного коэффициента вводится эксплуатационный коэффициент _эк и коэффициент сходимости К, тогда формула расходного коэффициента принимает вид:

М=[(N/р) _эк- (N_o/p_o)]K, кВт/МПа,

где _эк=(N_o/p_o).(p₀₁ /N₀₁),

где N_o, р_о - соответственно паспортные значения мощности и давления при работе насоса на закрытую задвижку, кВт, МПа; N₀₁, р₀₁ - соответственно мощность и давление при работе насоса на закрытую задвижку в период испытания.

Коэффициент сходимости К определяется по паспортной характеристике насоса при его номинальном режиме работы. Для этого к паспортным значениям добавляются отклонения по мощности и давлению, полученные при испытании на закрытую задвижку. Далее при известном номинальном расходном коэффициенте М_н определяется коэффициент сходимости по формуле:

K=M_н/[(N/p) _эк-(N_o/p_o)].

По вычисленному значению расходного коэффициента М (точка А) и расходной характеристике M-Q определяется расход (фиг.2) по точкам А-В-С или по формулам

Q=-aM⁴ +бM³-cM²+дM-e, м³/ч

или уравнению экспоненты

Q=B(1-e^-М/С ),

где М - расходный коэффициент; а, б, с, д, е, В, с - постоянные для данной расходной характеристики коэффициенты.

Для определения плотности перекачиваемой жидкости по напорной характеристике насоса H-Q в соответствии с найденным расходом (точка В) определяется напор Н, создаваемый насосом (точки Д - Е), и по известному давлению, создаваемому насосом, вычисляется плотность жидкости по формуле:

p=p·10 ³/gH, т/м³.

По вычисленной плотности жидкости р определяется массовый расход по формуле:

q_м= ·q, т/ч.

На фиг.3-6 даны экспериментальные и расчетные данные по насосным станциям, которые характеризуют утечку жидкости из трубопровода, и соответствующие таблицы 1, 2, 3, характеризующие давление и расход по смежным насосным станциям.

На фиг.4 даны графики расхода по трем насосным станциям и на диспетчерском пункте. Из графиков следует, что расходы по станциям совпадают, что подтверждает отсутствие утечки на магистральном трубопроводе. Для определения места утечки в трубопроводе программой ЭВМ по линии АВ (фиг.5) непрерывно обозначаются расчетные импульсы С, Д, время между которыми характеризует время прохождения всего объема жидкости в трубе Тр между двумя смежными насосными станциями.

Вычисление места утечки в магистральном трубопроводе проводятся следующим образом. По известному расходу объемному и массовому на насосных станциях НС1, НС2, НС3 (для анализа берем только три первых станции) определяется разность между замеренными расходами, и если расходы массовые и объемные не равны между собой, то вычисляется их разность, которая характеризует величину утечки:

Q_{(1- 2)о}=Q_1о-Q_2о, м ³/ч, Q_(2-3)о=Q_2о-q_3о, м ³/ч.

То же самое делаем и при массовых расходах.

Q_(1-2)м=Q_1м-Q_2м, т/ч, Q_(2-3)м=Q_2м-Q_3м, т/ч.

Вычисляем перепад давления р на магистральном трубопроводе между смежными станциями:

р_1-2=р_кт1-р_вход2, кг/см ², р_2-3=р_кт2-р_вход3, кг/см ².

Сравниваем их с предыдущими значениями при одном и том же расходе, которые приведены на соответствующих графиках. Пример таких графиков показан на фиг.4, а данные - в таблицах 1 и 2.

Анализ этих графиков показывает, что при постоянных значениях параметров магистрального трубопровода и перекачиваемой жидкости перепад давления между смежными насосными станциями зависит от расхода (фиг.5).

Разница в перепаде давления может характеризовать утечку в трубопроводе.

По известному внутреннему сечению S трубопровода и его длине L определяем емкость V участка трубопровода по формуле:

V=S·L, м³ .

Для трубы эта емкость равна:

V-( d²/4)L, м³,

где d - внутренний диаметр трубы, м; L - длина магистрального трубопровода между смежными станциями, м.

При известном расходе Q, т/ч или т/с перекачиваемой жидкости определяем время

Т_р, ч или секунда, в течение которого проходит весь объем V, м³, жидкости, находящийся в трубе между смежными станциями.

Т_р=V / Q, ч или с.

Далее определяем скорость движения жидкости

=L / Т, км / ч или м/с.

Зная время, через которое произошла утечка Т_у, определяем расстояние, на котором она произошла, L_у=Т_у· , км или м.

То же делается и при массовом расходе.

Полученные данные массовому и объемному расходам анализируем. Если они не сходятся, то необходим соответствующий анализ причин. Рассмотрим пример в соответствии с таблицами 1-3.

Из анализа данных можно сделать следующие выводы.

1. Перепад давления между насосными станциями зависит от расхода и расстояния между ними.

2. Место утечки в трубопроводе можно определять с достаточной для практики точностью.

Определение времени до места утечки в трубопроводе делается следующим образом. На каждой насосной станции, например № 2 и следующей насосной станции по потоку № 3, имеются цифровые часы, которые при запуске трубопровода в работу включаются, и начинается отсчет времени. Одновременно по известному расходу определяется время, в течение которого вся жидкость, находящаяся в трубопроводе должна перетечь от одной станции к другой. По истечении этого времени дается команда на сброс часов и последние начинают отсчет времени вновь. Если в процессе работы появилась утечка, то расходы на смежных насосных станциях не будут равны друг другу. В это время подается сигнал на остановку часов, которые будут показывать время от начала утечки при прохождении жидкости от насосной станции № 2. По известному времени определяется расстояние до места утечки. Степень утечки оценивается по разнице расходов на смежных насосных станциях. Анализ состояния магистральной линии реализуется путем измерения в реальном масштабе времени массового расхода по двум смежным насосным станциям и перепада давления на нем. При каждом измерении массового расхода вычисляется скорость перемещения жидкости, а по ней расстояние между насосными станциями. Начало отсчета движения жидкости от исходной насосной станции фиксируется на графике в виде импульса, расчетное время прохождения жидкости между станциями также фиксируется импульсом. В результате на графике отмечается время прохождения жидкости между двумя смежными станциями с интервалами в 5 - 10 с. Наличие утечки жидкости в трубопроводе характеризуется изменением измеренного массового или объемного расхода, что сразу же фиксируется на графике. Далее ЭВМ по заданной программе вычисляет расстояние от опорной насосной до места утечки. Так, в соответствии с графиками, которые даны на фиг.5, время прохождения жидкости между смежными станциями составляет Т_р, равное 6 ч, время до места утечки Т _у, равное 4,17 ч. Зная это время и параметры трубопровода, при известном расходе вычисляют расстояние до места утечки. При этом степень утечки оценивается по разнице массовых или объемных расходов на насосных станциях.

Данный способ дает возможность вести непрерывный контроль за состоянием трубопроводов магистральных линий с своевременным обнаружением и ликвидацией возможных утечек в результате их порыва или несанкционированного отбора нефтепродуктов, что может предотвратить серьезное загрязнение окружающей среды с большими экологическими и материальными последствиями.

Источники информации

1. Пат. 2119148 Российская Федерация, МПК G01F 1/34. Способ измерения расхода и плотности жидкости, подаваемой центробежным электронасосом / Кричке В.О., Громан А.О., Кричке В.В. - Опубл. 20.09.98.

2. Пат. 2182697 Российская Федерация, МПК G01F 1/86. Массовый расходомер-плотномер жидкости, подаваемой центробежным электронасосом / Кричке В.О., Громан А.О., Кричке В.В. - Опубл. 20.05.02.

3. Пат. 2114325 Российская Федерация, МПК F04D 13/06, D01F 1/00. Способ непрерывного контроля за работой насосов в насосно-трубопроводном комплексе магистрального нефтепровода / Кричке В.О., Громан А.О., Кричке В.В. - Опубл. 27.06.98.