В статье автор предлагает метод автоматизированного контроля за уровнем нефтепродукта в подземных ёмкостях магистрального нефтепровода на основе анализа экстремумов. Система позволяет выявлять аномальные изменения уровня, что способствует своевременному обнаружению нештатных ситуаций, снижению экологических рисков и косвенному контролю качества транспортируемой нефти.
Ключевые слова: взлив нефти, подземные ёмкости, контроль, автоматизация, магистральный нефтепровод, диспетчеризация.
Введение
В магистральном трубопроводном транспорте резервуары используются повсеместно. Резервуарные парки размещаются как на головных нефтеперекачивающих станциях, так и на промежуточных станциях, располагающихся на границах технологических участков трубопровода. В состав резервуарного оборудования входят как товарные резервуары, служащие для хранения нефти и нефтепродуктов, так и резервуары, предназначенные для аварийного сброса, а также резервуары противопожарного запаса воды [1]. Учитывая критическую важность таких объектов, их техническое состояние и параметры эксплуатации находятся под постоянным контролем инженерно-технического персонала. Любые отклонения в работе данных резервуаров оперативно фиксируются и устраняются.
Наряду с крупными резервуарами в трубопроводной системе активно используются подземные ёмкости (ЕП) малой и средней вместимости. Они решают широкий круг задач: используются при выполнении плановых и аварийно-восстановительных мероприятий, заполнения и опорожнения камер пуска и приема средств очистки и диагностики, а также служат приёмниками как естественных, так и аварийных утечек с насосного оборудования. Дополнительно такие ёмкости применяются в операциях товарного учёта нефти и нефтепродуктов на различных этапах перекачки и перераспределения.
Однако в силу большой численности и малой, по сравнению с резервуарами типа РВС, РВСП, РВСПК, вместительности таких ёмкостей, уровень технического контроля за подземными ёмкостями существенно уступает уровню наблюдения за основным оборудованием магистрального нефтепровода и нефтеперекачивающих станций. Особенно уязвимыми в этом плане являются ЕП, размещённые на линейной части трубопровода, поскольку для них не предусмотрено наличие автоматизированных защитных алгоритмов. Контроль осуществляется диспетчерским персоналом вручную, что значительно снижает оперативность реагирования на аварийные ситуации.
В подземных ёмкостях устанавливаются уровнемеры, передающие информацию о текущем уровне нефти в систему диспетчерского контроля и управления. При достижении максимально допустимого уровня в резервуаре, на АРМ диспетчера формируется сообщение. Однако при возникновении превышения, не обусловленного технологическими операциями, может потребоваться остановка перекачки на соответствующем технологическом участке трубопровода. Таким образом, действующий подход является реактивным по своей природе и не обеспечивает раннего выявления потенциально аварийной ситуации [2].
Несанкционированное изменение взлива нефти может быть вызвано:
- Негерметичностью запорной арматуры;
- Разгерметизацией технологических трубопроводов;
- Ошибочными действиями специалистов в переключении технологической арматуры.
Если прибытие нефти в ёмкость остаётся незамеченным до достижения критического уровня, существует риск:
- Переполнения, что может привести к непреднамеренного выходу нефти через дыхательные клапаны, и, как следствие, разливу и загрязнению почвы;
- Избыточного давления на подземные резервуарные конструкции;
- Остановки насосной станции (в случае, если это ЕП для сбора утечек).
С точки зрения промышленной безопасности, такие сценарии несут угрозу не только для оборудования, но и для обслуживающего персонала. Кроме того, утечка даже относительно небольшого объёма нефти может привести к существенным экологическим последствиям, включая загрязнение подземных вод и нарушение природных экосистем в зоне разлива нефти [4].
Ранняя автоматическая диагностика изменений взлива, не обусловленного технологическими операциями, позволяет минимизировать указанные риски, снизить нагрузку на диспетчерский персонал и повысить общую надёжность функционирования магистральной нефтепроводной системы.
Предлагаемое решение
В целях повышения оперативности обнаружения изменений взлива, не обусловленного технологическими операциями, в подземных ёмкостях (ЕП), предлагается внедрение алгоритма, основанного на анализе экстремальных значений уровня жидкости в резервуаре в течение фиксированного временного интервала. Работа алгоритма включает в себя следующие этапы:
Алгоритм фиксации экстремумов за интервал времени. В автоматизированной системе диспетчерского контроля и управления (СДКУ) реализуется механизм, позволяющий ежечасно (или с иной заданной периодичностью) фиксировать локальные минимумы и максимумы значений уровня нефти в каждой ЕП на основе данных с уровнемеров.
Для каждой ёмкости формируются пары значений:
- Минимальное значение уровня (мм) за период;
- Максимальное значение уровня (мм) за тот же период.
Данный подход позволяет отследить характер изменения взлива за установленный интервал без необходимости постоянного мониторинга абсолютных значений.
Уставка по изменению уровня. После фиксации экстремумов производится расчёт амплитуды изменения уровня:
|
|
(1) |
|
где,
|
|
|
|
Полученное значение сравнивается с заданной уставкой. Например, если уставка установлена на уровне 15 мм, то изменение уровня, превышающее этот порог, считается нетипичным для закрытого (неактивного) состояния ёмкости.
Значение уставки может быть задано индивидуально для каждой ёмкости в зависимости от её объёма, точности уровнемера и эксплуатационных особенностей.
Фильтрация по статусу ёмкости. Для исключения ложных срабатываний в период нормальных технологических операций (приём и слив, а также режим «ремонтный») в алгоритм вводится логика фильтрации по статусу резервуара. Анализ экстремумов и сравнение с уставкой осуществляется только в условиях «закрытого» состояния, когда ёмкость должна оставаться герметично изолированной от других объектов системы. Так как технологическая запорная арматура малого диаметра не имеет интерфейсного канала, то условие «закрытого» или «открытого» состояния может производиться по технологическим сигналам линейной запорной арматуры, относящейся к КПП СОД [3].
Формирование сообщений об аномальном поведении. При выполнении условий:
- Ёмкость подземная закрыта;
- Амплитуда изменения уровня превышает уставку, в системе диспетчерского контроля и управления формируется сообщение предупредительного характера, например: «Аномальное изменение уровня в ЕП № 17. Δh = 32 мм за 1 час. Статус: закрыта»..
Дополнительно может быть реализована система приоритетов и градации сообщений по степени отклонения от нормы.
Наглядный пример псевдокода, который может быть реализуем в СДКУ:
Рис. 1. Возможный пример псевдокода
Блок-схема алгоритма приведена на рис. 2 ниже.
Рис. 2. Блок-схема алгоритма
Вывод
В результате проведенного исследования предложен метод автоматизированного контроля аномальных изменений уровня в подземных ёмкостях магистрального нефтепровода на основе анализа экстремумов уровня жидкости. Этот метод позволяет значительно повысить оперативность обнаружения отклонений, не обусловленных технологическими операциями, что способствует снижению экологических рисков, повышению безопасности эксплуатации и эффективности работы нефтепроводных систем.
Алгоритм, основанный на фиксации минимальных и максимальных значений уровня нефти, позволяет определить амплитуду изменений в режиме реального времени. Это позволяет оперативно выявить аномальные ситуации, которые могут привести к разливам нефти, повреждениям оборудования и загрязнению окружающей среды. Использование этого подхода помогает не только снизить нагрузку на диспетчерский персонал, но и обеспечить раннее предупреждение о возможных аварийных ситуациях.
Предложенная система фильтрации, основанная на статусе ёмкости, гарантирует исключение ложных срабатываний в период нормальных технологических операций. Введение уставок на уровне амплитуды изменений позволяет гибко настроить систему под конкретные условия эксплуатации и характеристики ёмкостей.
Таким образом, предложенная система автоматизированного контроля имеет высокий потенциал для повышения надежности и безопасности магистрального нефтепровода, а также для улучшения экологической ситуации в случае возникновения аварийных ситуаций.
Литература:
- Голованов Н. И. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. — М.: Недра, 2016. — 328 с.
- Пахомов В. П., Петров А. А. Автоматизация технологических процессов на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. — М.: Форум, 2020. — 416 с.
- Белоусов Е. В. Контроль утечек и диагностика емкостного оборудования на опасных производственных объектах. — СПб.: Профессия, 2021. — 289 с.
- ГОСТ 1510–84. Нефть. Общие требования при приёмке, подготовке и транспортировании. — Введ. 01.07.1985. — М.: Изд-во стандартов, 1984. — 11 с.
