Системы обнаружения утечек в нефте- и нефтепродуктопроводах

— измерение расхода, давления, температуры, контроль загазованности крановых узлов;

— контроль и управление запорной арматуры;

— самодиагностика собственных модулей.

Дополнительные характеристики:

— применяется для трубопроводов с жидкими и газообразными продуктами, с различными диаметрами и давлением;

— расстояние между инфразвуковыми гидро-антеннами до 50 км;

— контроль отдельных участков и разветвлённых сетей трубопроводов;

— результаты отображаются на географических и технологических картах трубопроводов;

— количество контроллеров и компьютеров управления (контроля), подключаемых к одному серверу, определяется производительностью сервера и канала связи;

— возможные каналы связи: волоконно-оптическая линия связи, кабельная линия связи, спутниковый канал, телефонная линия, радио-канал. Интерфейсы: Ethernet, RS232, RS485.

Апробация. 11.03.2011 - Инфразвуковая система мониторинга трубопроводов (ИСМТ) введена в промышленную эксплуатацию на трубопроводах в Оренбургской области

Реализованы функции:

Основные:

— локация внутритрубных устройств;

— обнаружение утечек;

— регистрация механических воздействий;

— охрана оборудования.

Дополнительные:

— инфразвуковая дефектоскопия;

— видеонаблюдение;

— контроль состояния запорной арматуры.

К системе подключены модули МОПС-001, установленные на 12-ти участках трубопроводов с общей протяжённостью 246 км. [24]

4.4 Системы, использующие метод баланса вещества

«Controlotron»

О компании. Известный американский производитель ультразвуковых расходомеров. Ныне объединился с Siemens. Предлагается система на базе накладных ультразвуковых расходомеров.

Система обнаружения утечек. Система 1010LD обеспечивает обнаружение как малых, так и катастрофических утечек из трубопровода. Система включает в себя локальные станции, на которых устанавливаются накладные ультразвуковые расходомеры, и головную станцию, которая собирает и анализирует информацию от локальных.

С помощью программного обеспечения системы определяются значения плотности и вязкости жидкости, которые учитываются при расчете расходов. Дополнительно учитывается влияние изменения температуры на жидкость и геометрические размеры трубопровода, что очень важно для длинных участков трубопровода. Для этого на каждой локальной станции дополнительно к расходомеру устанавливают накладной термометр для контроля температуры трубы и жидкости и термометр окружающего воздуха.

Обнаружение утечек выполняется головной станцией объемным балансовым методом с учетом эпюр давлений и температур вдоль трубопровода на основе следующей информации, собираемой с локальных станций:

— скорость потока в объемных и массовых единицах;

— действительный объем и объем, приведенный к стандартной температуре;

— масса;

— температура продукта и окружающей среды;

— скорость звука в продукте;

— параметры продукта: плотность, вязкость, степень аэрации.

Система обнаружения утечек 1010LD подсчитывает объемный баланс жидкости путем вычисления разностей в объемах жидкости, входящей и выходящей из сегмента трубопровода между двумя локальными станциями. Расчет объемного баланса по сегментам позволяет системе определять возможное место утечки в трубопроводе до сегмента. Специальный режим SoniLocator дополнительно уточняет место утечки в пределах сегмента. Расчет объемного баланса выполняется для трех временных интервалов: 5 мин, 15 мин, 60 мин. Короткий временной интервал обеспечивает быстрое обнаружение крупных утечек. Длинный интервал обеспечивает обнаружение малых утечек прежде, чем они станут катастрофическими. Каждый временной интервал имеет собственные уставки срабатывания аварийной сигнализации.

Локальная станция включает в себя: компьютер расхода, накладные преобразователи ультра-звукового сигнала, накладные термометры сопротивления, датчик определения толщины стенки трубы, установочные и крепежные детали, кабельные и соединительные приспособления.

Компьютер расхода представляет данные измерений расхода и количества как в цифровой, так и в аналоговой форме и снабжен регистратором данных для хранения данных и программой установки локальной конфигурации. Кроме этого имеется набор характеристик скорости звука в различных жидкостях в зависимости от температуры для идентификации типа жидкости и ее характеристик. При конфигурации используется встроенный датчик определения толщины стенки трубопровода.

Система не требует непрерывного контроля со стороны оператора. Разбаланс объемов на любом участке трубопровода вызывает аварийный сигнал. Если он возник за один из четырех интервалов времени: 1, 5, 15, 60 мин, то на экране мгновенно воспроизводится участок трубопровода, вызвавший аварийный сигнал. Оператор может вызвать любой из 30 экранов для анализа ситуации.

Экраны позволяют оператору скоррелировать данные об утечке с текущими условиями перекачки, чтобы убедиться в истинности аварийной сигнализации. Кроме сигнализации об утечках, оператор получает информацию о расходах, сорте продукта, границе между последовательно перекачиваемыми продуктами, а также диагностические данные. Все данные архивируются и могут быть переданы в АСУТП нефтепровода.

Система обнаружения утечек 1010LD особенно выгодна при внедрении на действующих нефтепроводах, так как накладные датчики легко устанавливаются и не требуют остановки перекачки для выполнения монтажных и пусконаладочных работ. Необходимо обратить внимание на то, что накладные датчики не мешают пропуску скребков или разделительных шаров по трубопроводу.

В системе контроля утечек по трассе трубопровода устанавливается несколько локальных расходомерных станций, поэтому применение в них турбинных расходомеров абсолютно неэкономично.

Экономичная система обнаружения утечек нефтепровода может быть построена только на накладных ультразвуковых расходомерах, функционирование которых не сопровождается падением давления.

Даже когда нет утечек, благодаря системе 1010LD оператор получает с экрана этой системы ценную информацию. Простым нажатием функциональных клавиш оператор может вывести на экран расход, объем партии и положение границы раздела, числа Рейнольдса и сорт продукта, диагностику локальных компьютеров и дополнительные данные с основного компьютера. Все данные автоматически архивируются.

Функции системы обнаружения утечек 1010LD.

Контроль утечек:

— широкий диапазон измерения скорости продукта: от 0 до ±12 м/с;

— высокая чувствительность: 0,3 мм/с;

— обнаружение утечки от 0,5% номинального расхода;

— быстрое обнаружение участка трубопровода, где произошла утечка.

Автоматический анализ продукта:

— температура продукта;

— скорость распространения звука;

— плотность и вязкость продукта;

— содержание воды;

— содержание растворенного газа.

Мониторинг:

— объемный и массовый расход продукта;

— объем и масса партии продукта;

— прохождение границы раздела разных продуктов;

— прохождение разделителей и скребков.

Автоматическая диагностика:

— направление потока;

— расход - максимум/минимум;

— состояние "пустая труба";

— интенсивность сигнала;

— расстояние между датчиками.

Есть установленные СОУ, используемые в качестве резервных систем [25].

4.5 Системы, использующие акусто-эмиссионный метод

ZETlab (ЗАО «Электронные технологии и метрологические системыЗЭТ»)

О компании. Российский производитель оборудования для тензометрии, сейсмиики, виброаккустики. Предлагает СОУ на базе производимого оборудования, реализующее волновой и акусто-эмиссионый принципы обнаружения утечек и локализации утечек.

Система обнаружения утечек. Система предназначена для контроля, поиска и локализации утечек жидких и газообразных продуктов из трубопроводов и обнаружения внешних механических воздействий на них методом акустической эмиссии в соответствии с РД 03-299.

Широкое применение метод акустической эмиссии нашел при контроле сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов. Он представляет собой относительно новое направление в неразрушающем контроле. Метод основан на физическом явлении излучения твердым телом упругой энергии в виде акустических волн при локальной динамической перестройке его структуры. Основными источниками акустических волн являются процессы пластической деформации, зарождения и роста трещин. Акустико-эмиссионный контроль обеспечивает выявление развивающихся трещин посредством регистрации и анализа акустических волн, возникающих в процессе роста трещин в контролируемых объектах.

Особенности метода определяются следующими его основными характеристиками:

— динамичность, т.е. возможность регистрации только развивающихся дефектов, а следовательно, выявления наиболее опасных дефектов;

— интегральность, обеспечивающая контроль всего объекта или его значительной части с использованием ограниченного количества преобразователей акустической эмиссии;

— высокая предельная чувствительность, по расчетам соответствующая выявлению скачка трещины протяженностью 1 мкм на величину 1 мкм;

— минимум ограничений, связанных со свойствами и структурой материала объекта контроля;

— трудность выделения сигналов акустической эмиссии из шумов и помех.

В качестве измерительных датчиков используются датчики ВПН-1 и ВПН-2 во взрыбезопасном исполнении, в качестве измерительных систем используются анализаторы спектра А17 и А19, передача информации происходит по линии Ethernet. Расстояние между контролируемыми точками до 5 км. Количество контролируемых точек до 24 [26].

4.6 Системы, использующие волоконно-оптические методы

О компании. Компания «Омега» разработала и успешно применяет многоцелевую комплексную Систему непрерывного распределенного мониторинга технического и технологического состояния протяженного объекта.

ЗАО «Омега» создано ОАО АК «Транснефть» и ООО «Петролайт» с целью производства и последующего применения Системы мониторинга протяженных объектов (СМПО).

С марта 2010 года производство, установка и дальнейшее обслуживание СМПО осуществляется на основании права исключительной лицензии ЗАО «Омега».

Постоянно совершенствуемая научно-производственными подразделениями ЗАО «Омега» Система с высокой степенью точности определяет место и характер акустических колебаний, пространственных смещений и температурных характеристик протяженного объекта.

В роли чувствительного датчика системы используется оптическое волокно. Мониторинг состояния протяженного объекта проводится в режиме реального времени по всей длине проложенного оптического кабеля.

Стоит отметить, что, несмотря на то, что компания «Омега» была учреждена относительно недавно, проложено более двух тысячах километров оптоволоконного датчика на объектах «Транснефти». Это и ВСТО, и БТС-2, и нефтепровод «Пурпе-Самотлор». А совсем недавно у компании «Омега» был «праздник первой утечки»: 15 мая на низконапорном водоводе диаметром 460 мм СОУиКА обнаружила и точно идентифицировала истечение флюида. Это достаточно знаменательное событие, так как до этого система была опробована лишь во время лабораторных испытаний, когда утечки моделировались специально.

Система обнаружения утечек. В основе конструкции САМПО лежит использование принципа рефлектометрии оптоволоконного кабеля. В данном случае оптоволоконный кабель играет роль распределенного датчика виброакустических возмущений окружающей среды.

Примененные ЗАО «Омега» технологии позволили получить и использовать новое качество - фазовую чувствительность оптического волокна к внешним воздействиям. Использование рефлектометрического принципа (сродни радиолокационному) позволяет однозначно с высокой точностью определять место и тип воздействия.

Действие системы основано на изменении положения световода, проложенного вдоль контролируемого объекта. Фактически, чувствительным элементом системы является сам световод, при этом одна такая система заменяет множество точечных датчиков.

Схема для одиночного модуля САМПО приведена на рисунке 4.11.

Рисунок 4.11 - Схема одиночного модуля САМПО

Основные преимущества системы:

Протяженность контролируемого объекта.

Рекомендуемая протяженность контролируемого одиночным рабочим модулем участка трубопровода составляет 100 км. Максимальная протяженность - до 140 км. Предусмотрена возможность сопряжения одиночных модулей для контроля более протяженного объекта. Ограничения по длине объекта отсутствуют. Количество и место расположения консолей операторов и/или контрольных мониторов - по требованию Заказчика.

2) Высокая точность определения места события.

Точность локализации обнаруженного воздействия на месте составляет +/- 5 м.

Для точного позиционирования происшествия на местности ЗАО «Омега» использует GPS-привязку прокладываемой трассы кабеля-датчика к используемой карте местности

3) Скорость реагирования на событие.

Контроль охранной зоны трубопровода осуществляется системой непрерывно по всей длине проложенного кабеля. В случае обнаружения аномалии, система немедленно информирует об этом пользователя. Максимальное время задержки составляет от 2 до 6 сек. в связи с необходимостью накопления полезного сигнала.

4) Чувствительность системы.

Механическая чувствительность кабеля-датчика к смещению составляет 4*10-8 м.

Примером может служить размещение чувствительного датчика под землей на глубине 1 м., в этом случае чувствительности системы достаточно для обнаружения пешехода на поверхности в 2 метрах от вертикали над датчиком.

Кабель-датчик выполнен на базе серийного оптического кабеля, не содержит проводников электрического тока и не требует особых условий по его размещению. Схема размещения датчика приведена на рисунке 4.11.

Строительные длины кабеля-датчика (обычно 4-6 км.) соединяются между собой при помощи специальных защищенных муфт для оптоволоконного кабеля. Соединение кабелей и последующий их ремонт в случае разрыва производятся путем сварки оптических волокон стандартным оборудованием (входит в комплект поставки).



Рисунок 4.12 - Схема размещения датчика

6) Высокая ремонтопригодность системы.

В случае технологических или умышленных повреждений кабеля-датчика разрыв ликвидируется путем сварки концов датчика серийным оборудованием и, при необходимости, его длина наращивается.

Используемое программное обеспечение логического модуля системы позволяет минимизировать настройку системы при её пусконаладочных работах. Обычная последовательность действий по установке системы представляет собой следующий порядок работ:

1) сборка и установка логического модуля системы совместно с консолью оператора;

2. укладка и подключение 1-й и последующих строительных длин кабеля-датчика.

Уложенная и подключенная строительная длина кабеля-датчика немедленно начинает действовать в соответствии со своими штатными функциями после её засыпки грунтом или закрепления на опорах (в случае наземной прокладки).

Системы «Омега применяются на всех строящихся трубопроводах «Транснефти». Они способны значительно снизить уровень террористической и техногенной опасности при эксплуатации трубопроводов, а также иных протяженных объектов: железнодорожных путей и насыпей, линий электропередач и автомагистралей [27].

5. Математическая модель метода «волна давления»

5.1 Математическое описание движения жидкости

Принято считать, что движение жидкости характеризуется тремя параметрами: давлением Р, скоростью и, плотностью р [28]. При составлении модели можно предположить, что плотность транспортируемого продукта не зависит от давления. Для баротропных жидкостей число зависимых переменных сокращается до двух - давление и скорость, следовательно, такое движение может быть описано системой из двух уравнений: уравнение движения и уравнение неразрывности.

Дифференциальное уравнение движения (по Эйлеру) для одномерного течения с учетом сил сопротивления имеет вид:

,(5.1)

где P - давление,

- коэффициент гидравлического трения;

и -- скорость потока;

р - плотность;

R - радиус сечения трубы.

Уравнение неразрывности выражает закон сохранения массы для любого объема движущейся жидкости, описывается дифференциальным уравнением:

,(5.2)

,(5.3)

где С - скорость распространения ударной волны в трубе.

Дифференциальные уравнения (5.1) и (5.3) объединяются в систему:

.(5.4)

В системе уравнений (5.4) слагаемое учитывает влияние сил инерции жидкости, слагаемое учитывает влияние сил трения, однако данная модель не учитывает влияние местного сопротивления в произвольном сечении трубы. Если в сечении трубы имеется местное сопротивление, то выражение (5.1) значительно усложняется и принимает вид [28]:

,(5.5)

где - коэффициент местного сопротивления;

- дельта-функция Дирака, удовлетворяющая условиям:

, , (дельта-функция вводится для того, чтобы учесть действие местного сопротивления только в сечении ).

Исходя из этого, система дифференциальных уравнений (5.4) трансформируется в систему:

(5.6)

Как видно, численное решение подобной задачи затруднительно, исходя из большого количества аргументов, которые, в свою очередь, тоже могут являться зависимостями. Некоторые параметры функции являются неизвестными, такие как диаметр отверстия истечения и его форма. В целях упрощения модели, при составлении не было учтено много значимых факторов, таких как изменение плотности продукта от давления, возникновение встречной волны давления, противоположной направлению распространения основной волны, эффекты отражения и наложения волн. Также, на фронте распространения волны возникают разрывы обоих производных динамической переменной - давления, и возникает задача взаимодействия ударной волны со встречными и догоняющими разрывами [29].

В литературе [30] приведена адаптированная модель расчета, которая справедлива при стационарном движении. Система дифференциальных уравнений (5.6) записывается в виде:

(5.7)

В [30] и [31] предлагается выражение принять равным константе и тем самым получить линеаризованную систему уравнений.

,(5.8)

где a - коэффициент линеаризации.

Из [31] известно, что такое допущение приводит к погрешности вычисления теоретического значения повышения давления при переходном режиме, равной не менее 10% от фактического. Таким образом, учитывая вышесказанное, линеаризованная система уравнений может быть записана в виде:

(5.9)

где - модуль объемной упругости транспортируемого продукта (следует из формулы ).

Система уравнений (5.9) представляет собой частный случай так называемых телеграфных уравнений, для решения которых существуют различные аналитические методы. Одно из решений (по методу Ритца формула (5.10)) описано в работе [30], подготовленной на основании неопубликованных работ профессора П.И. Тугунова. Повышение давления при переходных режимах перекачки нефти без учета отраженных волн может быть определено этой зависимостью:

, (5.10)

где - коэффициент линеаризации,

t - время в секундах, прошедшее после возмущения потока,

L - расстояние между пунктами контроля давления (датчиками);

Далее, зная давления на пунктах контроля (ПК), применяем формулу (5.11) для расчета давления в любом сечении можем определить текущее давление на интересующем нас участке линейной части МНП.

;

.

, (5.11)

где - давление в начале нефтепровода в установившемся режиме (до возмущения потока);

- давление в конце контролируемого участка;

L - длина контролируемого участка МН (между двумя датчиками давления);

- повышение давления в сечении трубы х трубопровода, определяемое решением уравнения (5.10).

Для расчета статического давления может быть применена формула:

,(5.12)

где Z_max и Z₀ -- высотные отметки наивысшей и начальной точек нефтепровода.

5.2 Анализ скорости распространения возмущения в трубопроводе

Вопрос о том, как распространяется упругая волна, излучаемая различными утечками, в трубопроводах, транспортирующих жидкость, проложенных в различных средах, подробно описан в работах [32, 33].

В [34] приводится выражение для определения скорости распространения звука в жидкости, заполняющей трубу:

,(5.13)

где - скорость звука в свободной жидкости;

- модуль объемной упругости транспортируемой жидкости;

- модуль упругости материала стенок трубы (для стали принимается равным 1,86 - 2,1 х 10¹¹ Па);

D - внутренний диаметр трубопровода;

h - толщина стенок трубы;

k - коэффициент, для тонкостенных труб принимается равным 1.

Скорость звука в свободной жидкости С определяется формулой (5.14):

,(5.14)

где - плотность транспортируемого продукта, в кг/м³.

Из выражения (5.13) следует, что увеличение толщины стенок приводит к увеличению скорости распространения звука, также, при изменении транспортируемого вещества в сторону роста модуля объемной упругости тоже ведет к увеличению скорости, свой вклад вносят значение плотности (таблица 5.1) и модуля объемной упругости (таблица 5.2).

Таблица 5.1 - Значения плотности жидкостей

Продукт	Плотность , кг/м3
Бензин	700
Ацетон	800
Керосин	800
Бензол	880
Дизель	1000
Нефть	730-1040

Таблица 5.2 - Модуль объемной упругости (всестороннего сжатия) при 20 °С

Продукт	Е, (Н/м3)x109
Бензин	1,30
Ацетон	0,79
Керосин	1,22
Бензол	1,03
Дизель	1,13
Нефть	1,2ч2,1
Вода дистилированая	2,13

Формула (5.13) и таблицы 5.1 и 5.2 показывают, что скорость существенно зависит от свойства продукта, в том числе, параметры одного и того же типа продукта могут быть различными в различных партиях. Поэтому в проектируемой системе необходимо предусмотреть расчет фактической скорости методом непосредственных измерений.

5.3 Локализация утечек по временной задержке сигналов

Метод основан на анализе распространения сигнала непосредственно по нефтепродукту. Использование метода предполагает подключение специальных датчиков, установленных на трубопроводе:

- алгоритм, основанный на акустическом методе, использует датчики, регистрирующие акустический шум, возникший при истечении продукта сквозь дефект или при механическом воздействии на трубу. Волна, возникшая в результате этого воздействия, передается на датчики;

- алгоритм, основанный на методе анализа волны давления, использует высокочастотные датчики давления, регистрирующие изменение давления при истечении продукта сквозь дефект.

Структурная схема, иллюстрирующая описанный процесс, приведена на рисунке 5.1. От места истечения в обе стороны распространяется возмущение. Вдоль некоторого участка трубопровода располагаются датчики, способные зафиксировать это воздействие, полагаем, что сигнал, возникший по причине истечения нефтепродукта, будет восприниматься несколькими датчиками, но с некоторой задержкой. Эта задержка, зависит, от расстояния до источника сигнала и скорости распространения волны в среде:

,(5.15)

гдеl - расстояние от датчика до места истечения;

V_зв - скорость распространения волны (зависит от свойств нефтепродукта).

Рисунок 5.1 - Схема регистрации волны давления, возникшей при утечке

Общий принцип локализации сигнала утечки заключается в определении временной задержки прихода волны на первый и второй датчики. На максимальное время задержки накладывается ограничение:

,(5.16)

где L - расстояние между датчиками;

V_{зв.теор.} - теоретическая скорость распространения звука в нефтепродукте.

Условие (5.16) должно быть выполнено исходя из того, что время прохождения сигнала, порожденного любым источником шума, находящимся между двумя датчиками, не может превышать времени прохождения сигнала от одного датчика до другого. Максимальное время прохождения сегмента L рассчитывается по формуле:

.(5.17)

Тем самым мы определили разницу времени прихода волны на два датчика:

,(5.18)

где Т₁ - время прохода волны от источника до первого датчика;

Т₂- время прохода волны от источника до второго датчика.

Скорость распространения звука в обе стороны одинакова:

.(5.19)

Исходя из формул (5.17), (5.18) и (5.19), запишем систему уравнений:

,(5.20)

Где l₁ - расстояние от источника до первого датчика;

l₂ - расстояние от источника до второго датчика.

Решая систему уравнений (5.20) получаем расстояние до утечки, зная разницу прихода волны между обоими датчиками:

.(5.21)

В другом виде формулу (5.21) можно записать в виде:

.(5.22)

Для составления модели введем следующие условия:

- расстояние от датчика до источника 1₁ и 1₂ - величина переменная;

- расстояние между датчиками L - величина постоянная;

- скорость распространения волны С - условно постоянная величина, которую, для некоторого участка трубопровода и для некоторого времени измерения можно считать величиной неизменной, то есть константой - это скорость распространения волны в нефтепродукте.

Расчет места утечки по временной задержке сигналов

Организовав тестовый слив жидкости за пределами отрезка, можно экспериментально определить общее время прохождения волны давления по сегменту трубопровода между датчиками (рисунок 5.2).

Из графика можно определить: с

Преобразовав формулу (5.17) можно получить формулу для вычисления скорости звука:

м/с.



Рисунок 5.2 - Волна давления. Тестовый слив за пределами отрезка, соединяющего датчики P_A - давление на датчике А; P_B - давление на датчике B

Далее будут рассмотрены тренды давления при появлении утечки в сегменте трубопровода между датчиками (рисунок 5.3).

Рисунок 5.3 - Волна давления. Утечка на участке трубопровода, соединяющего датчики: P_A - давление на датчике А; P_B - давление на датчике B

Также по графику можно определить: с.

Для вычисления координаты утечки воспользуемся формулой (5.22):

м.

5.4 Обнаружение утечки методом анализа волны давления

Анализ распространения и затухания волны давления

Выделим несколько стадий развития утечки:

- возникновение волны в результате гидравлического удара в момент начала истечения жидкости;

- установившийся режим истечения нефти или нефтепродукта.

Возникновение волны связано с резким изменением давления в трубе, за счет возникновения разности давлений в окрестности места истечения сквозь дефект [34]. Из [35] известно, что возникшая волна давления затухает по экспоненциальному закону:

,(5.23)

где - изменение давления, регистрируемое в системе в месте крепления датчика;

- коэффициент затухания;

l - расстояние от места возникновения волны до датчика, на котором фиксируется давление.

Исходя из условия отсутствия утечки между двумя датчиками, зная текущее давление на обоих датчиках и расстояние х между ними, по формуле (5.24) можно вычислить коэффициент , присущий данной трубе и перекачиваемому продукту:

,(5.24)

где и - падение давления, зафиксированное на соответствующих датчиках.

После математических преобразований выражение (5.24) трансформируется к виду:

.(5.25)

Таким образом, измеряя падение давления на датчике А и Б, вызванное волной (рисунок 5.4), рассчитываем коэффициент затухания, присущей данной системе.

Расчет коэффициента затухания производится по формуле (5.25). Следует учесть, что т.к. слив жидкости производился за сегментом с датчиками дальше по направлению движения жидкости, т.е. ближе к датчику Б, в данной формуле и должны быть поменяны местами, т.к. затухание на датчике А будет сильнее.

.

Для работы алгоритма обнаружения утечки необходимо сопоставить показания обоих датчиков.



Рисунок 5.4. - Волна давления. Тестовый слив за пределами отрезка, соединяющего датчики: а) - падение давления на датчике А; б) - на датчике Б

Статическое давление продукта в трубе зависит от расстояния линейно, поэтому приведем давление на первом датчике к уровню давления на втором, в зависимости от коэффициента (5.26):

,(5.26)

Где оператор МХ - математическое ожидание сигнала давления за время ф/2,

ф - время прохода волны расстояния между датчиками №1 и №2.

Формула (5.26) справедлива для значений давления на датчиках только в установившемся режиме.

Для сопоставления двух сигналов необходимо учесть временную задержку распространения волны. Сигнал давления является цифровой последовательностью, на первом датчике {Хфактич}, на втором датчике {Yфактич}. Расчетное давление {Yожидаемое} выражается из соответствующих данных {Хфактич} руководствуясь следующим алгоритмом:

ѕ рассчитывается время прохода волны ф расстояния между датчиками А и Б по формуле (5.13);

ѕ рассчитываем коэффициент k(t);

ѕ каждый отсчет {Х_фактич} на время t;

ѕ каждый отсчет {Х_фактич} помножается на коэффициент k(t);

ѕ из каждого отсчета {Y_фактич} вычитается соответствующий отсчет {Хфактич}.

Результат совмещения трендов давления представлен на рисунке 5.5.

Результат вычитания двух трендов давления представлен на рисунке 5.6, по максимальному всплеску можно оценить время начала утечки.

Блок-схема описанного алгоритма изображена на рисунке 5.7.

Далее необходимо произвести локализацию и определит координату утечки. Для этого из сигнала датчиков А и Б выделяются соответствующие участки. Результат изображен на рисунке 5.8.



Рисунок 5.5 - Результат совмещения двух трендов давления 1) - Тестовый слив, 2) - Утечка

Рисунок 5.6 - Результат вычитания массивов. Максимальный по модулю всплеск соответствует времени возникновения утечки

Исходя из полученных данных, составим систему уравнений:

,(5.27)

где - коэффициент затухания, рассчитанный по (5.26);

l₁ и l₂ - расстояние от места истечения до датчиков А и Б соответственно;

- падение давления в месте утечки.

Рисунок 5.7 - Блок-схема совмещения двух трендов давления



Рисунок 5.8 - Волна давления порожденная утечкой

После математических преобразований получаем уравнение координаты утечки (5.28):

.(3.28)

Расчет:

Результаты проведения эксперимента представлены в таблицах 5.3 и 5.4.

Таблица 5.3 - Фактические параметры

Параметр	Значение
Производительность участка (м3/час)	990
Диаметр утечки через калибровочную шайбу (мм)	10
Длина сегмента между датчиками (м)	7456
Расстояние от места утечки до датчика А, l1 (м)	5236

Таблица 5.4 - Вычисленные параметры

Параметр	Значение
Скорость звука, Vзв (м/с)	1147,1
Задержка прохождения волны давления между датчиками, tобщ, (с)	6,5
Разница времени прихода волны на датчики, , (с)	2,4
Расстояние от места утечки до датчика А по временной задержке сигнала, l1 (м)	5104,52
Погрешность определения координаты (м)	131,48
Погрешность определения координаты (%)	1,76
Коэффициент затухания,	1,44·10-5
Расстояние от места утечки до датчика А по затуханию волны давления, l1 (м)	5089,83
Погрешность определения координаты (м)	146,17
Погрешность определения координаты (%)	1,96

Погрешность при локализации утечки не превысила 3%, что является хорошим результатом и подтверждает адекватность модели. Однако при увеличении длины трубопровода абсолютная величина погрешности может достигать значительных величин, поэтому при использовании данного метода на длинных трубопроводах необходимо увеличить число контрольных пунктов, распределенных по трассе.

6. Охрана труда и техника безопасности

Темой данной дипломной работы, как уже отмечено ранее, являются системы обнаружения утечек в нефте- и нефтепродуктопроводах. В расчетной части дипломной работы более подробно был рассмотрен метод «волны давления», для реализации которого необходимы показания датчиков давления на трубопроводе.

Нарушение требований правил техники безопасности производства при монтаже, эксплуатации и ремонте средств обнаружения утечек на линейной части магистрального трубопровода может привести к авариям и производственным травмам.

Система обнаружения утечек повышает производственную безопасность, т.к. происходит минимизация ущербов при возникновении утечки за счет раннего диагностирования, предупреждения и локализации места утечки и повышение надежности функционирования нефтепровода и качества управления за счет автоматизации контроля целостности трубопровода.

6.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей при монтаже, ремонте и эксплуатации системы обнаружения утечек

Первичные преобразователи и датчики системы обнаружения утечек устанавливаются непосредственно на линейной части трубопровода, где в процессе эксплуатации системы рабочей средой является нефть, попутный газ и возможно возникновение взрывоопасных смесей.

Производственные опасности и вредности могут быть обусловлены следующими факторами:

1) при монтаже и ремонте первичных приборов СОУ может возникнуть опасность отравления парами нефти или нефтепродуктов через неплотные соединения арматуры и трубопроводов. В таблице 6.1 приведены токсические свойства нефти, попутного нефтяного газа и бензинов;

2) взрывопожароопасность обусловлена тем фактом, что при монтаже и ремонте первичных приборов в производственной среде возможно наличие взрывопожароопасных смесей и при нарушении норм, правил и инструкций по технике безопасности не исключена возможность возникновения источника зажигания (искра, открытый огонь), и как следствие, пожара и взрыва. Взрывопожароопасные свойства нефти, попутного газа и бензинов приведены в таблице 6.1;

3) опасности, связанные с наличием давления при обслуживании первичных приборов (P?4,5 МПа);

4) во время монтажа, ремонта или замены датчиков может возникнуть возможность получения механических травм у персонала обслуживающего средства автоматизации;

Таблица 6.1 - Взрывопожароопасные и токсические свойства нефти

Наименование вещества на рассматриваемом объекте	Агрегатное состояние	Класс опасного вещества	Температура, °С	Концентрационный предел взрываемости, % объем	Характеристика токсичности (воздействие на организм человека)	Предельно допустимая концентрация веществ в воздухе рабочей зоны производственных помещений, мг/м3
			вспышки	самовоспламенения	нижний предел	верхний предел
Нефть	Ж (П)	4	-18	233	1,1	7,4	Наиболее сильное влияние на ЦНС	10,0
Попутный нефтяной газ	Г	4	-	405-580	6,0	13,5	Отравление организма	300
Бензины	Ж (П)	4	-17... -44	255-474	0,76	8,12	Слабый наркотик, отравления возможны изредка, может вызвать хронические дерматиты, экземы кожи	100 - 300

Токсичность и вредность рассматриваемого продукта перекачки

Пары нефтепродуктов действуют, главным образом, на центральную нервную систему. Признаки отравления чаще всего проявляются в головокружении, сухости во рту, головной боли, тошноте, сердцебиении, общей слабости и потери сознания.

На быстроту поступления паров нефтепродуктов из воздуха в кровь влияет их растворимость в воде, близкая к растворимости в крови.

Нефтепродукты практически нерастворимы в воде. Углеводороды способны растворяться в поту и жировом покрове кожи, а затем всасываться через кожу и поступать в кровь. При этом начинается головокружение, тошнота.

Также большая опасность для человека при авариях связана с возможностью возникновения термических и барических поражающих факторов.

Основная опасность для окружающей среды связана с загрязнением почвы и водных объектов, а также загрязнением воздуха продуктами сгорания

Взрыво- и пожароопасность производства

Перекачиваемая нефть легко испаряется и способна образовывать взрывоопасную смесь. Нефтепродукты относятся к легковоспламеняющимся веществам. Их пары с воздухом образуют взрывоопасную смесь. Это выдвигает повышенные требования к надежности и эффективности пожаро- и взрывозащиты. Пары нефтепродуктов способны создавать опасность воспламенения от источника огня. Блуждающие пары тяжелее воздуха, поэтому они стелятся по поверхности пола в цехе, затекают с воздухом и образуют горючие и взрывоопасные смеси.

Пожароопасность технологических процессов в значительной степени определяется физико-химическими свойствами нефтепродуктов (таблица 6.1).

6.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

В данном разделе приведены правила и требования, которые необходимо соблюдать, чтобы избежать воздействия вредных и опасных производственных факторов при монтаже, наладке и эксплуатации СОУ.

Мероприятия по технике безопасности при эксплуатации СОУ.

Во избежание несчастных случаев при обслуживании СОУ, направляемый на работу, персонал должен иметь соответствующую подготовку, пройти производственный инструктаж, ознакомиться с правилами внутреннего распорядка, общими правилами техники безопасности и с безопасными методами работы при обслуживании СОУ, а также с методами оказания первой помощи. По окончании инструктажа направляемые на работу сдают экзамен по технике безопасности в соответствии с ПБ 08-624-03, ПУЭ, ПТБ, ПТЭ и получают удостоверение с присвоенной квалификационной группы. Инструктажи допуска персонала к самостоятельной работе соответствуют требованиям ГОСТ 12.0.004-90 (1999) «ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения».

Безопасные и безвредные условия труда, при проведении работ, связанных с обслуживанием СОУ, достигаются следующим:

— конструкцией приборов: все приборы, применяемые на объекте должны быть во взрывобезопасном исполнении;

— насосы снабжены предохранительными клапанами, которые не допускают повышения давления выше регламентируемого;

— надежным креплением оборудования при монтаже на объекте автоматизации;

— оснащенность наглядными плакатами, четкими надписями, табличками, запорная арматура пронумерована;

Таким образом, на объекте внедрения СОУ осуществляется комплекс организационных и технических мероприятий, обеспечивающих надёжность, эффективность, безопасность работы объектов с необходимой степенью защиты персонала и окружающей среды.

Мероприятия по промышленной санитарии.

На объектах внедрения СОУ используется комплекс мер по обеспечению промышленной санитарии на объектах. К ним относятся требования к спецодежде ГОСТ 12.4.103-83(2002) «ССБТ. Одежда специальная защитная, средства индивидуальной защиты ног и рук. Классификация».

Требования к спецодежде:

- спецодежда и спецобувь выдаются операторам, технологам, слесарям КИПиА, слесарям-ремонтникам, слесарям-монтажникам в пределах установленных на объекте внедрения норм;

- во время работы рабочие обязаны пользоваться выданной им спецодеждой и спецобувью.

Так же стоит заметить, что персонал объекта должен быть оснащен противогазами.

Противогазы с коробкой применяют при объемной доле свободного кислорода в воздухе не менее 18% и суммарной объемной доле парообразных и газообразных вредных примесей не более 0,5%. Ремонтные рабочие (при выполнении работ по ремонту или устранению утечек, а также при ремонтных работах в колодцах) обязаны иметь шланговые противогазы.

Шланговые противогазы предназначены для защиты органов дыхания и глаз человека при работе в атмосфере с объемной долей вредных веществ более 0,5%. и объемной долей кислорода в воздухе менее 18%.

Мероприятия по пожарной безопасности.

Мероприятия по пожарной безопасности при автоматизации СОУ разработаны в соответствии с нормативным документом ППБ-01-03 «Правила пожарной безопасности в РФ» и в соответствии с ГОСТ 12.1.004-91(1999 года) «ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования».

Датчики, входящие в систему измерения параметров, имеют взрывозащищенное исполнение, соответствуют требованиям ГОСТ Р 51330.1-99 и ГОСТР 51330.10-99.

Перед началом работы система автоматизации СОУ должна быть в исправном состоянии, а в случае необходимости отремонтирована. При неисправности системы автоматизации эксплуатация объекта запрещается.

Основные мероприятия по пожарной безопасности:

- при производстве работ в газовой среде воспрещается применение ударных инструментов, изготовленных из стали: ударные инструменты должны быть изготовлены из цветного металла (меди, латуни, бронзы). Режущие инструменты должны обильно смазываться маслом, тавотом или мыльным раствором;

- отогрев замерших камер и нефтепроводов допускается только паром или горячей водой или горячим песком при закрытой запорной арматуре;

- обслуживающий персонал обязан знать устройство и инструкции по применению первичных средств пожаротушения;

Сохранность зрения человека, состояние его центральной нервной системы, производительность, качество труда и безопасность в производственных условиях в значительной мере зависят от условий освещения.

АРМ Оператора СОУ расположено в помещении операторной. Схема помещения операторной изображена на рисунке 6.1.

Для освещения операторной используются светильники типа УСП-35 с двумя люминесцентными лампами типа ЛЕЦ-40 каждый. Необходимо рассчитать удовлетворяет ли существующая освещенность установленным нормам.



Рисунок 6.1 - Схема помещения операторной: I - тамбур; II - комната для оборудования; III - помещение операторов

Суть метода расчета заключается в следующем:

— определяется освещенность, если известны тип и количество используемых ламп;

— подсчитанная освещенность сравнивается с нормированной освещенностью Е_н.

Согласно СНиП 23-05-95* освещенность Е_н = 100 лк (норма освещенности рабочего места операторной).

Определение освещенности производится по следующей формуле:

,(6.1)

где Ф - световой поток одной лампы, лм;

n - количество ламп (или светильников), шт.;

- коэффициент использования светового потока. Это отношение потока, подающего на расчетную поверхность к суммарному потоку света всех ламп;

S - освещаемая площадь, м²;

k - коэффициент запаса, учитывающий снижение освещенности вследствие старения ламп, запыления ламп, светильников, загрязнения отражающих поверхностей помещения;

z - коэффициент неравномерности освещенности - это отношение средней освещенности к минимальной.

Для определения коэффициент использования светового потока () находится индекс помещения (I) и предположительно оцениваются коэффициенты отражения поверхностей помещения: потолка -с_П, стен - с_С, расчетной поверхности или пола _с_Р.

Индекс помещения находится по формуле:

,(6.2)

где А - длина помещения, м;

В - ширина помещения, м;

h - расчетная высота над уровнем рабочей поверхности, м.

Расчетная высота над уровнем рабочей поверхности находится по формуле:

,(6.3)

где Н - высота помещения, м;

h_с - высота свеса светильника от потолка, м;

h_P - высота рабочей поверхности, м;

Исходные данные дня расчета:

А = 6 м; В = 4,5 м; Н = 3,5м;

Лампы ЛЕЦ-40: Ф = 2190 лм;

n = 6 шт (3 светильника УСП-35 по две лампы ЛЕЦ-40)

k = 1,5; z = 1,15;

с_п = 50 %; с_с = 30 %; с_Р = 10 %; h_p = 0,8м.

По формуле (6.3) находим расчетную высоту h:

Для светильников типа УСП-35 оптимальное отношение (л) расстояний между рядами светильников к высоте над рабочей поверхностью равно 1,0.

,(6.4)

где L - расстояние между рядами светильников, м;

h - расчетная высота над уровнем рабочей поверхности, м.

Тогда расстояние между рядами светильников вычисляется по формуле:

.(6.5)

Число рядов светильников вычисляется по формуле:

,(6.7)

где B - ширина помещения, м;

L - расстояние между рядами светильников, м.

Получаем 1 ряд из 3 светильников.

По формуле (6.2) находим индекс помещения I:

Полученное в результате расчетов значение округляем в сторону увеличения и получаем индекс помещения I = 1,25. Учитывая также коэффициенты отражения поверхностей помещения и то, что в помещении операторной используются светильники типа ЛД, коэффициент использования светового потока .

По формуле (5.1) рассчитываем освещенность:

Сравнивая расчетное значение освещенности Е = 121,3 лк с нормированным значением освещенности Е_н = 100 лк видим, что освещенность в помещении удовлетворяет нормам.

Заключение

Целью дипломной работы являлся анализ эффективности систем обнаружения утечек, для чего были рассмотрены различные методы обнаружения утечек, а также существующие средства диагностики утечек.

В ходе выполнения данной дипломной работы

ѕ проведен анализ различных методов обнаружения утечек

ѕ рассмотрены различные существующие средства диагностики утечек, проведен их сравнительный анализ

ѕ более подробно изучен метод отрицательной волны давления, для которого была составлена математическая модель и проверена ее адекватность;

ѕ был произведен анализ опасностей и производственных вредностей при монтаже, ремонте и эксплуатации систем обнаружения утечек.

Обобщая результаты выполненной дипломной работы, можно придти к следующим выводам:

ѕ внедрение систем обнаружения утечек на трубопроводном транспорте актуально, т.к. позволяет значительно уменьшить экологический ущерб от разлива продуктов и свести к минимуму время вынужденного простоя трубопровода;

ѕ существует множество методов обнаружения утечек, однако все они имеют свои преимущества и недостатки. Поэтому для увеличения достоверности обнаружения утечки часто используют комбинации разных методов. Наиболее часто встречаются комбинированные системы с использованием трех методов: метод баланса вещества, метод анализа профиля давления и метод отрицательной волны давления;

ѕ погрешность при локализации утечки методом «волны давления», рассчитанная в расчетной части работы, не превышает 3%, что является хорошим результатом и подтверждает адекватность модели. Однако при увеличении длины трубопровода абсолютная величина погрешности может достигать значительных величин, поэтому при использовании данного метода на длинных трубопроводах необходимо увеличить число контрольных пунктов, распределенных по трассе.

нефть трубопроводный утечка давление

Список использованных источников

1 Нефтегазовое строительство / Беляева В.А. и др. под общ. ред. проф. Мазура, И.И. и проф. Шапиро, В.Д. - М.: ОМЕГА-Л, 2008 - 774с.

2 Соломахин А.Ю. Методы обнаружения утечек из магистральных трубопроводов, их возможности в автоматических системах контроля транспорта нефти / А. Ю. Соломахин // Труды выпускников аспирантуры ТУСУРа. - Томск: ТУСУР, 2005. - С. 142-149.

3 Кутуков С.Е. Проблема повышения чувствительности, надежности и быстродействия систем обнаружения утечек в трубопроводах // Нефтегазовое дело, 2004. - т.2. - с. 29-45.

4 Мамонова Т.Е., Шкляр В.Н. алгоритмы определения утечки в нефтепроводе с учётом его геометрического профиля // Вестник науки Сибири. - 2011., №1.

5 Смирнов В.А. Корреляционый метод поиска утечек жидкостей из трубопроводов под давлением // Вибродиагностика для начинающих и специалистов [Электронный ресурс] - http://www.vibration.ru

6 Волоконные брэгговские решётки // Физика в анимациях [Электронный ресурс] - http://physics.nad.ru

7 Оптоволоконный спектроскопический метод // Сиcтемы обнаружения утечек [Электронный ресурс] - http://leakdetection.ru

8 Вайншток С.М. Трубопроводный транспорт нефти. Том 2. / Васильев, Г.Г.; Коробков, Г.Е.; Коршак, А.А. и др. под ред. Вайншток, С.М. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2004. - 621 с.

9 Коршак А.А. Обеспечение надежности магистральных трубопроводов / Коршак, А.А., Коробков, Г.Е., Душин, В.А., Набиев, Р.Р. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2000. - 170 с.

10 Брославец В.Н. Способ контроля трассы трубопровода / Брославец, В.Н.; Сосунов, Б.В. Патент № 2046311

11 Гумеров А.Г. Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов / Гумеров, А.Г., Азметов, Х.А., Гумеров, Р.С., Векштейн, М.Г. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1998. - 271 с.

12 Власов А.Н. Способ диагностики состояния магистральных трубопроводов с использованием радиоактивных индикаторов / Власов, А.Н.; Долгих, В.И.; Дроздов, В.Д.; Маслов, Б.В. Патент №2159930

13 Официальный сайт компании ООО «Энергоавтоматика» - http://www.energoavtomatika.com

14 Официальный сайт компании «PSI» - http://www.psioilandgas.com

15 Официальный сайт компании «Комбит» - http://www.kombit.ru

16 Официальный сайт компании ЗАО «ЭлеСи» - http://elesy.ru

17 Официальный сайт компании «KROHNE» - http://krohne.com

18 Официальный сайт компании ОАО «Нефтеавтоматика» - http://www.nefteavtomatika.ru

19 Официальный сайт компании НПО «Вира Реалтайм» - http://www.rlt.ru

20 Официальный сайт компании «LB Group» - http://www.grouplb.com

21 Официальный сайт компании НПП «ГРАНТ» - http://www.grant-ufa.ru

22 Официальный сайт компании «Комис» - http://www.komisgroup.ru

23 Официальный сайт компании «Argosy Technologies» - http://www.argosy-tech.ru

24 Официальный сайт компании НПФ «ТОРИ» - http://www.torinsk.ru

25 Официальный сайт компании «Siemens» - http://www.automation.siemens.com

26 Официальный сайт компании «ZetLab. Электронные технологии и метрологические системы» - http://www.zetms.ru

27 Официальный сайт компании ЗАО «Омега» - http://www.omega.mn

28 Слез Г. Экспериментальные и теоретические исследования гидроударного способа восстановления пропускной способности магистральных трубопроводов/ Л.Г. Слез, A.A. Григорьев // Инженерные системы. Донбасская нац.академия стр.-ва и арх.-ры. - №2. - 2009.

29 Омельченко A.B. Дифференциальные характеристики потока за ударной волной // Журнал технической физики - Спб.: -том 72. -вып.1. - 2002.

30 Тугунов П.И. Определение ударного давления в нефтепроводе с газонасыщенной нефтью при переходнх режимах / П.И. Тугунов, P.A. Брот, С.Е. Кутуков // Нефтегазовое дело. -2005. -том 3. -с.199-205

31 Гольянов A.A. Обнаружение места утечек в магистральных нефтепродуктопроводах с помощью сканирующих импульсов: автореферат дис. канд. техн. наук: 25.00.19: защита 21.10.04 / Уфа. -2004. -22 с.

32 Бергман, Л. Ультразвук / Л. Бергман. - М.: Изд-во иностр. литры.-1956. -728 с.

33 Рабинович Е.З. Гидравлика / Е. 3. Рабинович, А. Е. Евгеньев. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. - 224 с.

34 Баранов В.М. Акустическая диагностика и контроль на предприятиях топливно-энергетического комплекса / В.М. Баранов, А.И. Гриценко, A.M. Карисевич - М.: Наука, 1998. -297 с.

35 Чарный И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах / И.А. Чарный. - Изд.2, перераб. и доп. - М.: Недра. -1975. С. 186-191.

Размещено на Allbest.ru