Трубопроводы арктического шельфа. Электротехнический комплекс для автономного электроснабжения систем обнаружения утечек нефти

Общая протяженность магистральных нефтепроводов на территории России составляет около 70 тыс. км, а промысловых свыше 400 тыс. км [1]. Освоение новых месторождений углеводородов требует интенсивного развития нефтегазотранспортной системы, вследствие этого, протяженность нефтепроводов ежегодно увеличивается.

По мере истощения запасов нефти и газа на суше в России активизируется изучение континентального шельфа. Российская береговая линия имеет самую большую в мире протяженность. В последнее время компании осуществляют деятельность в наиболее сложной для работы арктической зоне. По совокупному нефтегазовому потенциалу осадочные бассейны российского арктического шельфа сравнимы с крупнейшими нефтегазоносными регионами мира. По оценкам отраслевых экспертов, к 2050 году шельф Арктики может обеспечивать от 20% до 30% всей нефтедобычи [2].

В арктических регионах европейской России, где уже есть отдельные магистральные нефте- и газопроводы, перспективным способом развития систем транспорта углеводородов видится подключение периферийных скважин и месторождений к магистральным трубопроводам, а там, где проекты по освоению недр только разрабатываются, целесообразным видится осуществление расчета конкурентоспособности трубопроводного транспорта, по сравнению с морскими и железнодорожными перевозками, а также его совместимости и взаимодополняемости с этими видами перевозок (для целей локальных сетевых транспортировок) [3].

Износ основных производственных фондов (в частности: трубопроводного транспорта) ведет к чрезвычайным ситуациям, в том числе к авариям на нефтепроводах, сопровождающимися разливами нефти. Экологические последствия при этом носят трудно учитываемый характер, поскольку нефтяное загрязнение нарушает многие естественные процессы и взаимосвязи, существенно изменяет условия обитания всех видов живых организмов. Даже относительно небольшая утечка нефти может оказать опустошительное действие на окружающую среду, особенно если продукт попадает в водную систему (см. рис. 1).

РИС. 1. Последствия утечек нефти из трубопроводов

Кроме того, на морских трубопроводах аварии приводят к серьезным осложнениям при разработке месторождений, значительным ущербам окружающей среде и расходам материально-технических ресурсов на их устранение. В России не разработаны в достаточной мере вопросы технической диагностики морских трубопроводов, нормативные требования к их обследованию при эксплуатации, обнаружению дефектов в стенках труб, нарушений герметичности [4].

По опыту нефтепромыслов Западной Сибири в 92% случаев причиной аварий на промысловых нефтепроводах является внутренняя коррозия трубопровода, в 3% – внешняя коррозия трубопровода, в 2,7% – нарушение правил эксплуатации, 1,4% – строительный брак [5]. В 90% случаев причиной появления аварий на магистральных нефтепроводах является коррозия металла. Объем недобора нефти из-за порывов нефтепроводов в 2018 г. составил 54,9 тыс. тонн, что составило порядка 1% от общего объемы добычи в этом же году (см. таблицу 1) [6].

ТАБЛИЦА 1. Сведения об авариях с разливами нефти на объектах ТЭК в 2018 году

Обеспечение безопасной и надежной эксплуатации нефтепроводов, а особенно в арктическом регионе, представляет собой первостепенную задачу, для решения которой применяются различные системы обнаружения утечек (СОУ) нефти, основанные на методах постоянного (метод гидравлической локации утечки, метод сравнения расходов, метод сравнения скорости изменения расходов, метод акустической эмиссии и др.) или методах периодического контроля (метод дифференциальных давлений, зондовый метод, радиоактивный метод, акустический метод и др.) [7]. Основная функция СОУ – это выявление самого факта возникновения утечки и установление ее координат. Для обнаружения места утечки и ее объема система с помощью первичных преобразователей определяет статическое и динамическое давление, а также расход в трубопроводе.

Одной из проблем СОУ нефти является то, что зачастую нефтепроводы находятся в удаленных и труднодоступных местах, при этом на прямолинейных участках трубопровода расстояние между местами установки датчиковых систем составляет от 10 до 20 км, а в случае, если трубопровод имеет непрямолинейные участки, датчиковые системы должны устанавливаться на расстоянии не менее 15 м от места изменения прямолинейности, согласно требованиям к данных системам (см. рис. 2) [8].

РИС. 2. Схема расположения датчиков СОУ на трубопроводах

Вынужденное увеличение расстояния между контрольными точками снижает точность определения местоположения аварии, а также повышает вероятность несрабатывания системы при малых утечках или наоборот увеличивает вероятность ложных срабатываний. Например, система LDS, основанная на акустическом методе обнаружения утечек, позволяет точно и быстро локализовать утечку с погрешностью 0,5–1% расстояния между измерительными точками [9].

Расположение нефтепроводов в удаленных и труднодоступных местах осложняет организацию надёжного электроснабжения приемно-регистрирующей и вспомогательной аппаратуры (средний уровень) и измерительного оборудования (нижний уровень) в составе СОУ (см. рис. 3). При этом суммарная средняя мощность электропотребителей в составе узла сбора информации СОУ нефти не более 5 Вт [8].

РИС. 3. Структурная схема СОУ нефти

Существующими способами электроснабжения среднего и нижнего уровней узла сбора информации СОУ нефти являются:

• вдольтрассовые линии электропередач (ЛЭП) 0,4/6/10/35/110 кВ с питанием от централизованной энергосистемы;

• вдольтрассовые линии электропередач (ЛЭП) 0,4/6/10 кВ с питанием от локальных энергоисточников (например: дизель-электрические или газотурбинные установки);

• автономные комплексы с использованием возобновляемых источников энергии (например: ветроэлектрические и фотоэлектрические установки).

В случае, когда вдоль нефтепровода проложена кабельная или воздушная ЛЭП, сложностей с электропитанием среднего и нижнего уровней СОУ нефти не возникает. Однако, постройка ЛЭП вдоль всей трассы нефтепровода влечет значительные капитальные затраты.

Применение автономных комплексов на базе ветроэлектрических установок ограничивают следующие факторы: отсутствие достаточного ветропотенциала в предполагаемом месте установки; работа движущихся частей (ветроколеса и ротора генератора) в условиях экстремально низких температур окружающего воздуха (ниже минус 50°С); снеговая нагрузка, особенно при около нулевых значениях температуры воздуха; значительная неравномерность графика генерации, компенсация которой требует наличие аккумуляторов повышенной емкости.

Применение автономных комплексов на базе фотоэлектрических установок ограничивают следующие факторы: наличие полярной ночи в арктическом регионе; снеговая нагрузка, особенно при около нулевых значениях температуры воздуха.

Таким образом все вышеуказанные способы электроснабжения обладают своими недостатками, которые ограничивают возможность применения и размещения узлов сбора информации СОУ на нефтепроводах.

Для решения данной проблемы предлагается применение разрабатываемого авторами электротехнического комплекса для автономного электроснабжения СОУ нефти с источником питания на базе термоэлектрогенераторных модулей (ТГМ) [10]. Данный комплекс является автономным, взрыво- и пожаробезопасным, малообслуживаемым (не чаще 1 раза в год) и облает высоким сроком службы (не менее 10 лет).

Для обеспечения эффективной работы ТГМ необходимо обеспечить максимально допустимую разность температур между сторонами модуля, для этого к одной его стороне надо подвести тепло (Q_h), а с другой – обеспечить эффективный отвод тепловой энергии (Q_c). Вырабатываемая электрическая мощность прямо пропорциональна квадрату разности температур (ΔT): P = (Q_h – Q_c) ~ ∆T².

До настоящего времени существенным ограничением преимуществ термоэлектрического преобразования остается относительно низкий коэффициент эффективности преобразования теплового потока в электрическую энергию – от 3 до 8%. Однако в ситуации, когда для относительно небольших нагрузок невозможно или экономически нецелесообразно подвести централизованные или локальные линии электропередачи, термоэлектрогенераторный источник питания (ТЭГ) может стать незаменимым.

Установка ТЭГ на нефтепровод, температура которого свыше 40°С, позволяет достигнуть необходимой разности температур между горячей и холодной сторонами модулей для генерации электроэнергии [11]. ТЭГ наиболее эффективен в зимнее время года, когда температура окружающей среды отрицательная, а температура нефтепровода может достигать 40–60°С. Явным ограничением в применении ТЭГ в качестве источника электроэнергии является сложность достижения необходимой разности температур в летний период, особенно в континентальном климате.

РИС. 4. Зонирование по типу исполнения

В зависимости от географического месторасположения (см. рис. 4) можно выделить следующие типы исполнения автономного комплекса электроснабжения СОУ в нефтепроводах с применением ТЭГ:

• 1 тип (пассивный воздушный теплоотвод) – для применения на наземных нефтепроводах в зонах северного климата;

• 2 тип (теплоотвод с технологией фазового перехода) – для применения в зонах континентального климата и на подземных нефтепроводах;

• 3 тип (пассивное водяное охлаждение) – для сегмента шельфовых нефтепроводов.

В случае применения 1 и 2 типов исполнения может возникать необходимость значительного увеличения числа используемых термоэлектрогенераторных модулей в составе комплекса, из-за снижения эффективности охлаждения ТЭГ в летний период. Эта проблема решается путём использования в качестве второго источника питания (см. рис. 5) – фотоэлектрической панели (ФЭП). Эффективность того или иного источника будет существенно снижаться в разное время года (ТЭГ в летнее, а ФЭП в зимнее), что позволит компенсировать взаимные недостатки [12, 13].

РИС. 5. Структурная схема комплекса электроснабжения на базе ТЭГ и ФЭП

Представленная структурная схема позволяют передавать информацию от датчикового узла в непрерывном режиме или через определенные отрезки времени. В режиме покоя электроэнергия запасается в резервном источнике питания. Резервным источником могут служить аккумуляторы LiFePO₄ или Li₄Ti₅O₁₂. Контроллер осуществляет оптимальный режим энергопотребления и поддержания заряда аккумуляторов. Таким образом, достигается гибкость системы и прямая зависимость капитальных затрат от необходимой периодичности обновления данных и конкретных условий эксплуатации узла сбора информации.

Для исследования режимов работы ТЭГ в составе автономного комплекса электроснабжения, был разработан имитационный лабораторный стенд представленный на рис. 6. Состав лабораторного стенда: (1) емкость для нагрева жидкости; (2) термореле для задания уставки температуры нагрева жидкости; (3) циркуляционный насос; (4) модель стенки трубопровода; (5) ТГМ; (6) радиатор воздушного пассивного охлаждения; (7) блок контроля температуры «горячей» и «холодной» стенок ТГМ; (8) блок нагрузки; (9) и (10) прибор для измерения тока и напряжения, соответственно.

РИС. 6. Имитационный лабораторный стенд

Полученные в результате исследования энергетические характеристики одного ТГМ (ТГМ-127-1,0-0,8) при сопротивлении нагрузки, равной внутреннему сопротивлению модуля (около 15,3 Ом) представлены на рис. 7.

РИС. 7. Энергетические характеристики ТГМ

При использовании автономных комплексов с ТЭГ (тип исполнения 2) в зоне арктического пояса для обеспечения электроэнергией узлов сбора информации СОУ в нефтепроводах (температура нефти 40ºС) потребуется установка 65 ТГМ (общей площадью 0,10 м²). При использовании комплексов с ТЭГ в зоне субарктического пояса, к расчетному количеству ТГМ для гарантированного электроснабжения потребителей СОУ в летний период целесообразно добавить ФЭП номинальной мощностью 50–100 Вт.

При установке ТЭГ (тип исполнения 3) на морских нефтепроводах (температура нефти 40ºС) для обеспечения электроэнергией узлов сбора информации СОУ нефти потребуется установка около 50 ТГМ (общей площадью 0,08 м²).

Шельфовые нефтепроводы относительно небольшой протяженности имеются в Печерском море (отгрузочный трубопровод Варандейского нефтяного терминала), на Балтике (месторождение Д-6), на шельфе Сахалина. В дальнейшем, по мере развития работ на арктическом шельфе, следует ожидать существенного увеличения количества морских нефтепроводов, а также нефтепроводов в арктическом регионе, на которых возможна установка разрабатываемого комплекса, в том числе промысловых.

Применение разрабатываемого комплекса решает не только проблему энергоэффективного электроснабжения СОУ нефти, но и, благодаря возможности более частой установки данных систем, а также их установки в труднодоступных местах, в частности в арктическом регионе, уменьшает время поиска места аварий на нефтепроводах, что снижает как негативное воздействие на окружающую среду, так и финансовые затраты предприятий на ликвидацию аварий.

Литература:

1. Владимиров В.А. Разливы нефти: причины, масштабы, последствия // Стратегия гражданской зажиты: проблемы и исследования. 2014, №1. С. 217–229.

2. Территория богатств // URL: http://www.cdu.ru/tek_russia/issue/2019/11/681/ (дата обращения: 15.03.2020).

3. Системы транспорта углеводородов (УВ) в Арктике // URL: https://russiancouncil.ru/arctic-petroleum-transport#rec79022075 (дата обращения: 10.05.2020).

4. Лаптева Т.И. Разработка методов обеспечения работоспособности морских нефтегазопроводов в сложных инженерно-геологических условиях арктического шельфа // Диссертация…доктор технических наук / УГНТУ, 2019. 289 с.

5. Мамонтов А.А., Смычёк М.А. Статистический анализ причин возникновения утечек на промысловых нефтепроводах // Российско-китайский научный журнал «Содружество». 2018, №23. С. 26–29.

6. Государственный доклад «О состоянии и об охране окружающей среды Российской Федерации в 2018 году». М.: Минприроды России; НПП «Кадастр», 2019. 844 с.

7. Хасенова Д.Ф. Анализ методов обнаружения утечек, применяемых в параметрических СОУ // Молодежь и наука: сб. мат. науч.-технич. конф. URL: http://conf.sfu-kras.ru/sites/mn2012/thesis/s026/s026-058.pdf (дата обращения: 10.09.2018).

8. ЭТМС.СТО 7.2.1-030-2015. Общие технические требования. Система обнаружения утечек. М., 2016. 40 с.

9. Система обнаружения утечек и ударов для трубопроводов L.D.S. Техническая презентация // URL: proco-france.com (дата обращения: 23.01.2019).

10. Бельский А.А., Глуханич Д.Ю., Добуш В.С. Автономный пункт сбора данных для системы обнаружения утечек жидких углеводородов // Патент на изобретение № RU 2682767 C1. Дата регистрации: 05.06.2018.

11. Belsky A.A., Dobush V.S., Kuksov N.A., Gluhanich D.Y. Autonomous power supply complex for oil leakage detection system in pipelines // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. 2019, vol. 643(1). DOI: 10.1088/1757-899X/643/1/012029.

12. Dobush V.S., Belsky A.A., Skamyin A.N. Electrical Complex for Autonomous Power Supply of Oil Leakage Detection Systems in Pipelines // Journal of Physics: Conference Series. 2020, vol. 1441(1). DOI: 10.1088/1742-6596/1441/1/012021.

13. Бельский А.А., Добуш В.С., Глуханич Д.Ю., Пудкова Т.В. Комплекс автономного электроснабжения пункта сбора данных системы обнаружения утечек жидких углеводородов // Патент на изобретение. Регистрационный № 2019142516. Дата регистрации: 16.12.2019.

Keywords: autonomous power supply, thermoelectric generator, leakage detection system, data collection’s point, oil pipeline